EQUIPOS INDUSTRIALES PETROLEROS

1. ARBOLITO DE PRODUCCION O NAVIDAD

En la extracción de petróleo y gas natural, un árbol de Navidad, o "árbol" (no "boca de pozo", como a veces incorrectamente se refiere) es un conjunto de válvulas, carretes y accesorios utilizados para un pozo de petróleo, gas, condensado o bien otros tipos de pozos. Fue nombrado por su semejanza a un árbol adornado.

Figura 1 Arbolito de Producción

Información general

Tenga en cuenta que un árbol y la cabezal de pozo son piezas separadas de equipo que no debe confundir como la misma pieza. Un cabezal de pozo debe estar presente con el fin de luego utilizar un árbol de Navidad y un cabezal de pozo se utiliza sin un árbol de Navidad durante las

operaciones de perforación. La producción de pozos de superficie que requieren las bombas a menudo no utiliza ningún árbol debido a la no exigencia de contención de la presión.

La complejidad del árbol se ha incrementado en las últimas décadas. A menudo son fabricados a partir de bloques de acero que contiene múltiples válvulas en lugar de a partir de múltiples válvulas de brida. Esto es especialmente cierto en las aplicaciones submarinas donde el parecido con los árboles de Navidad ya no existe, dada la estructura y los sistemas de apoyo en el que se integra el bloque de la válvula principal.

La función principal de un árbol es controlar el flujo de entrada o salida del pozo, por lo general de petróleo o gas. Un árbol a menudo proporciona numerosas funciones adicionales, como puntos de inyección de productos químicos, y los medios de intervención, el alivio de la presión de los medios y los puntos de control (tales como presión, temperatura, corrosión, erosión, la detección de la arena, el caudal, la composición del flujo, válvula de estrangulación y de posición, los puntos de conexión para dispositivos tales el transductor de temperatura y presión (DHPT)).

Un árbol se puede también utilizar para controlar la inyección de gas o agua en la producción o no producción y con el fin de mantener volúmenes de producción rentables de petróleo y otros en la zona (campo).

En los pozos productores, la inyección de productos químicos o con alcohol o destilados de petróleo para prevenir y / o resolver problemas de producción (tales como bloqueos) pueden ser utilizados.

Válvulas del Árbol de Navidad

Los árboles submarinos y de superficie tienen una gran variedad de configuraciones de la válvula y las combinaciones de sistemas manuales y / o válvulas de accionamiento (hidráulico o neumático). Ejemplos de ello son identificados en las especificaciones de API 6A y 17D.

Un árbol de la superficie básica consiste en dos o tres válvulas manuales (válvulas de compuerta por lo general debido a su fuerza).

La válvula de la derecha se suele llamar la válvula de flujo de ala o la válvula de la producción de las alas, porque está en el paso de flujo de los hidrocarburos llevará a las instalaciones de producción.

La válvula en la parte superior se llama la válvula de hisopo y se encuentra en la ruta de acceso utilizada para las intervenciones, así como la tubería y cable en espiral. Para este tipo de operaciones, un lubricador está amañado para arriba sobre la parte superior del árbol y el cable

o la bobina se baja a través del engrasador, más allá de la válvula y el hisopo en el pozo. Esta válvula es generalmente de accionamiento manual.

Los árboles submarinos contienen muchas válvulas y accesorios adicionales en comparación con los árboles de superficie. Normalmente un árbol submarino tendría un estrangulador, interfaz de control submarino (hidráulicos, electro hidráulicos o eléctricos) y sensores para la recolección de datos tales como presión, la temperatura, el flujo de arena, la erosión, flujo multifásico, el flujo de una sola fase, como el agua o el gas.

Por lo general, las aplicaciones dictan qué tipo de árbol de Navidad (producción) será necesario.Hay muchos diseños y complejidades diferentes en los árboles. Las unidades sencillas como, por ejemplo, un caballete de bombeo, podría consistir de una caja de prensaestopas que no tiene válvulas. Los árboles complejos podrían tener numerosas válvulas maestras y laterales. Los factores que se toman en cuenta en el diseño de un árbol incluyen la presión, el ambiente en la superficie y la temperatura, otros tipos de fluidos producidos, el entorno pozo abajo, las temperaturas del fluido y los factores económicos.Se debería lubricar un árbol basado en un programa regular. Un buen mantenimiento minimiza las complicaciones durante la producción. También lleva a una reparación y un retiro de equipamiento que es menos problemático.Los componentes del árbol de producción incluyen los siguientes: - Los manómetros permiten vigilar las presiones del pozo. Con estos manómetros se vigilan la presión de la tubería y revestimiento o anular.- Brida (tapa) del manómetro - Esto provee un sello para la punta del árbol y tiene provisiones para un manómetro de presión. Cuando se retira esta brida, provee acceso a la tubería.- Válvula de corona (válvula de descompresión) - La válvula de corona se usa para cerrar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades de línea de cable, tubería flexible, workover, etc., que se vayan a instalar.- T de flujo (cruz, T) - El T de flujo se usa para que se puedan correr las herramientas en el pozo al mismo tiempo que permite que la producción llegue a la línea de flujo. (Nota: no con equipos de cable)- Válvula lateral - Para la mayoría de las operaciones de rutina se usa una válvula lateral para cerrar el pozo. Éstas son las más fáciles de reemplazar en caso de que la válvula se dañe o se desconecta.- Estrangulador - El estrangulador controla la cantidad de flujo que se desea del pozo.- Válvulas maestras - Las válvulas maestras son las válvulas de cierre principales. Están abiertas durante la mayor parte de la vida del pozo y se usan lo menos posible, especialmente las válvulas maestras inferiores.- Colgador de Tubería - El colgador de tubería suspende o soporta la sarta de tubería, sella el espacio anular y permite que el flujo vaya al árbol de producción.- Válvula de la tubería de revestimiento - La válvula de la tubería de revestimiento da acceso al espacio anular entre la tubería y la tubería de revestimiento.- Colgador de la tubería de revestimiento - Un arreglo de cuña y sello que suspende y sella la tubería de revestimiento de la cabeza de la tubería de revestimiento.

2.- CHOKE MANUAL Y AUTOMATICA

SISTEMAS DE LINEAS DE CHOKE/KILL Y FRICCIÓN

Se puede una presión significativa en el pozo cuando se circula por el sistema de las líneas de choke y kill. Esta presión tiene muchos nombres diferentes (presión de fricción de la línea de choke, pérdida de circulación por fricción, presión de la línea de choke, caída de presión, etc.).

Se debe determinar la presión de fricción en la línea de choke (CLFP) con presión para minimizar el riesgo de pérdida de fluido y/o fractura de la formación durante el control del pozo. En los equipos de perforación con BOP en la superficie, generalmente no se toma en cuenta la CLFP porque generalmente es baja, por lo general es menos de 50 Psi, sin embargo, en una columna submarina, el sistema de líneas de choke y de kill tienen por lo menos el largo del riser. Entonces, mientras más profunda sea el agua, más largo será la línea de choke y de kill, y mayor será la cantidad de fricción en la línea de choke.

La manera más básica para determinar la presión por fricción en la línea de choke, es de realizar una prueba de circulación en el sistema de línea de choke del riser. En circunstancias normales, se usan las bombas de lodo en el equipo de perforación para controlar un pozo. Sin embargo, para aquellas circunstancias donde hay presión alta, quizás haya que usar la bomba de cemento, entonces también se debería realizar las siguientes pruebas:

METODO DE PRUEBA 1 PARA LA FRICCION EN LA IÇLINEA DEL CHOKE.-

1.- Circule el lodo por el pozo hasta quebrar el gel.

2.- verificar y registrar la presión de circulación a diferentes regímenes. Un régimen debería ser con la bomba marchando en vacio o aproximadamente 20 epm.

3.- cerrar el preventor anular, abrir la válvula de la línea de choke, verificar y registrar las presiones de circulación a los mismos tres regímenes al circular por la línea del choke y el menifold.

4.- abrir lavalvula de la línea de kill, verificar y registrar las presiones de circulación a los mismos regímenes mientras circula por ambas líneas, del choke y del kill.

La presión por friccion en la línea de choke es la presión para circular por la línea del choke menos la presión para circular por el pozo.

Método 1 para probar la fricción en la línea del choke.

Método 2 para probar la fricción en la línea del choke.

MÉTODO DE PRUEBA 2 PARA LA FRICCIÓN EN LA LÍNEA DEL CHOKE

Otro método para determinar la presión por fricción de las líneas del estrangulador y de ahogo a la vez que se realizan las operaciones normales es el de bombear por la línea del choke a tres regímenes diferentes. Luego abra la línea de kill y bombee tanto por la línea del choke como de kill a los mismos tres regímenes. Utilizando este método, la presión de circulación es la presión por fricción de la línea del choke y la presión por fricción en las líneas del choke y de kill a ese régimen de bombeo. Este método tiene la ventaja de que no agrega presión en la formación y se puede realizar en forma rutinaria.

Se debe cambiar regularmente el lodo en las líneas del choke y de kill o el asentamiento de la barita podría taponar una válvula. Este es también un buen momento para verificar la CLFP por medio de bombear a velocidades programadas. Se puede ejecutar este método durante cualquier actividad, si hay una bomba disponible en el equipo de perforación y se la puede alinear para bombear por las líneas del choke / kill. Este método incrementa los retornos del flujo, entonces se debe notificar a las personas apropiadas de que se está realizando una prueba de CLFP.

Método de Prueba 3, fricción línea de Chone

MÉTODO DE PRUEBA 3 PARA LA FRICCIÓN EN LA LÍNEA DEL CHOKE.

También otro método para determinar la CLFP es por medio de circular por la columna bajando por una línea, tomando los retornos por la línea opuesta) con los preventores de reventones cerrados por encima y por debajo de las líneas del choke y de kill. La CLFP es la mitad de la presión de circulación al caudal de control. Se puede llevar a cabo este método antes de circular un kick para asegurar de que se usen las presiones correctas y que esté la densidad correcta de lodo en las líneas del choke / kill.

METODO DE PRUEBA 4 PARA LA FRICCIÓN EN LA LÍNEA DEL CHOKE

Si ha cambiado la densidad del lodo, pero sus propiedades reológicas no han cambiado en forma significativa, se pueden realizar unas correcciones matemáticas sencillas para dar una aproximación de la CLFP para el fluido con densidad diferente.

CLFPNuevo = Densidad de control ÷ Densidad actual x CLFPActual

Nota:

Se puede usar software de simulación computarizado sofisticado para predecir la CLFP cuando se han alterado las propiedades reológicas del lodo o para dar una estimación más precisa de la presión.

PROCEDIMIENTO DE ARRANQUE ESTÁTICO VS. DINÁMICO

Después del cierre, la determinación de las presiones y la selección del método para controlar el pozo, lentamente habrá que incrementar la velocidad de las bombas hasta alcanzar el régimen de ahogo. Podría haber un daño en la formación si la presión de casing se mantiene constante a su valor de cierre y no se presta atención a la CLFP.

Se debe sacar o restar la CLFP del valor de la SICP a medida que se conectan las bombas (pasando a condición dinámica). La presión que se ejerce en la BOP y en la formación seguirá constante, al desaparecer la CLFP, porque se ha cambiado el valor de un manómetro (casing, contrapresión o choke) por un valor de CLFP equivalente.

En aguas más profundas, las presiones por fricción podrían ser tan grandes que hasta usando ambas líneas con el choke completamente abierto quizás no se alcance la presión de circulación deseada (ICP, FCP, etc.). La presión de circulación real en el casing quizás esté a varios psi más altos que lo proyectado. Esto significará que la presión del fondo del pozo también será mayor de lo programado. Las consideraciones sobre la presión anular también deberían tomar en cuenta la CLFP dado que esto incrementa las presiones en el conjunto de BOP, el casing y contra las formaciones potencial-mente débiles. Se debería señalar que la presión de integridad estimada se calcula de los datos de la prueba de admisión (generalmente es el menor de las consideraciones de la presión anular) que normalmente se realizan en condiciones estáticas (sin circulación). Cuando está controlando un pozo y cambiando de condición estática a dinámica (circulación), reduzca la presión de casing por el valor de la CLFP.

Si la CLFP es alta durante el arranque de la bomba, se puede usar una reducción gradual en la presión de casing tomando en cuanta la velocidad de la bomba vs. la CLFP. En este procedimiento, a medida que la bomba se incrementa hasta la mitad. Si la CLFP es alta durante el arranque de la bomba, se puede usar una reducción gradual en la presión de casing tomando en cuanta la velocidad de la bomba vs. la CLFP.

En este procedimiento, a medida que la bomba se incrementa hasta la mitad .

Si la CLFP es alta durante el arranque de la bomba, se puede usar una reducción gradual en la presión de casing tomando en cuanta la velocidad de la bomba vs. la CLFP. En este procedimiento, a medida que la bomba se incrementa hasta la mitad de la velocidad de control, se ajusta la presión de la casing en superficie bajando un cuarto de la CLFP total. Una vez que se haya ajustado, la bomba se incrementa a tres cuartos del caudal de control y se ajusta la presión de casing hacia abajo por la mitad

de la CLFP. Nuevamente, se incrementa la bomba hasta siete octavos de la velocidad de control y se ajusta la presión de casing hacia abajo por las tres cuartas partes de la CLFP total. Cuando la bomba alcanza la velocidad de ahogo, la presión de casing se ajusta hacia abajo por la CLFP total.

PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE INICIO DEL CONTROL

Un procedimiento alternativo de inicio del control involucra el uso de la línea de kill como una línea de monitoreo a medida que se incrementa la velocidad de la bomba y se toman los retornos por la línea del choke. A medida que la presión empieza aumentar en el conjunto de BOP desde la CLFP, la presión se registrará en la línea de monitoreo. Se abre el choke para mantener en la línea de monitoreo el valor que tenía antes del arranque de la bomba. Una vez que alcanza la velocidad de control, entonces las presiones de circulación deberían estar cerca a las presiones calculadas. (Recuerde que la presión está en la línea de kill y se debería purgar de manera segura).

MANTENIMIENTO DE LA PRESION APROPIADA

Debido a la alta CLFP, quizás no se puedan obtener los valores proyectados en la tabla de presión para la tubería de perforación inclusive si el choke está abierto completamente. Sin embargo, la presión en la tubería de perforación podría reducirse gradualmente a medida que se circula el influjo.

La presión calculada (ICP a FCP) versus el total de strocks de la bomba todavía es válida y no se debería dejar que caiga por debajo de esos valores.

PÉRDIDA DE PRESIÓN A MEDIDA QUE ENTRA GAS POR LA LÍNEA DEL CHOKE

A medida que entra gas por la línea del choke, debido a un ID más pequeño, la velocidad (pies / min) puede aumentar hasta 25 veces de la que está en el espacio anular. Con la rápida expansión del gas a medida que se acerca a la superficie, podrían producirse nuevos influjos si no se mantiene la contrapresión. Esto se observa en el manómetro de la tubería de perforación como una caída en la presión a medida que el pozo trata de equilibrarse. Para poder mantener la presión en el fondo del pozo en los valores apropiados, quizás sea necesario tener más contrapresión del lado del casing. Esto podría significar que en el manómetro se podría exceder el valor máximo permisible de presión en la superficie.

Pressure To Hold = (Kill Mud Weight – Light Mud Weight) × Conversion Factor ×

KB to Mudline Length

Sin embargo, en este momento la formación no debería fracturarse en el zapato porque presión hidrostática del lodo en la línea del choke es compensada por una equivalente contrapresión en el manómetro de casing. Si es un cambio uno-por-uno, no se pierde ni se gana nada, entonces la presión en el fondo del pozo sigue constante, a igual que la presión en el zapato. En la realidad, el gas también está pasando por una expansión rápida e incrementando el flujo por el choke. Esto podría aumentar la presión en el choke y compensar por la pérdida de la hidrostática.

El operador del choke debe estar muy alerta ante cualquier cambio en la presión del stand pipe para agregar de inmediato la cantidad de presión que cayó a la presión de casing. Una vez que el gas entra en el choke en la superficie, sólo se debería mantener el último valor de presión en el manómetro de casing antes de que entrara el gas hasta que las presiones se estabilicen y se pueda revertir el control a la presión del stand pipe.

Si se usan las líneas del choke y de kill, podría haber un efecto de separación. El gas sube a la cavidad superior en el BOP, entonces la línea de circulación superior tiene más gas que la inferior. Esto reduce la carga hidrostática en la línea superior y crea un caudal de flujo de gas más alta. Esto crea un des-balance en la presión y un efecto de tubo en U en la línea inferior, revirtiendo el flujo en la línea inferior. El lodo que se ha agregado a la línea superior incrementa su presión hidrostática. El resultado general podría minimizar las fluctuaciones en la presión en la superficie y los correspondientes ajustes en el choke. Si el gas está disuelto (absorbido), no se verá este efecto.

INCREMENTO EN LA PRESIÓN A MEDIDA QUE EL LODO LE SIGUE AL GAS EN LA LÍNEA DEL CHOKE

Una vez que el gas esté pasando por el choke, se estabilizan las presiones y se ajusta la presión de la tubería de perforación a su presión de circulación apropiada , se observa un incremento en la presión de la tubería de perforación a medida que se bombea más lodo en el pozo y se desplaza más gas. El operador del choke purga en forma rutinaria la cantidad de presión que se incrementó en el choke (del lado del casing) para mantener la presión en el fondo del pozo en su valor apropiado. Sin embargo, en las embarcaciones flotantes, el lodo que vuelve a entrar en la línea del choke resulta en una ganancia rápida debido a un incremento rápido del lodo vertical (y, por lo tanto, en la presión hidrostática) y vuelve a aparecer la presión por fricción en la línea del choke debido al lodo que está circulando. Esta oscilación en la presión puede ser todavía más pronunciada que el efecto de tubo en U cuando el gas entró en la línea del choke. El incremento en la presión hidrostática, agregado a la presión en el casing, puede incrementar

las presiones en el pozo. La oscilación de presión quizás no sea dramática si el operador del choke está alerta y mantiene la presión de la tubería de perforación en su valor apropiado (abriendo lentamente el choke). Además, si la burbuja se alarga varias veces su extensión, se puede observar un efecto (no tan pronunciado) de escalonamiento.

3.- TRAMPAS DE

CHANCHOS

Trampas de cerdo se utilizan para la inserción de los cerdos en una tubería a continuación, lanzar, recibir, y, finalmente, la eliminación de ellos sin interrupción de flujo. Trampas de cerdo

no son por lo general los productos de propiedad y se hacen generalmente a un pliego de condiciones redactado por el usuario. Sin embargo, el cierre de cerdo trampa son productos de

esta naturaleza y forman una parte muy importante de un sistema de limpieza con tacos. La seguridad es una consideración importante en la selección de un cierre. Todos los cierres deben

tener un cierre de seguridad incorporado que evita que se abra mientras la trampa está bajo presión.

Acerca de los cerdos

Cerdos de canalización son dispositivos que se insertan en los viajes y en toda la longitud de una tubería impulsada por un flujo de producto. Ellos fueron desarrollados originalmente para eliminar los depósitos que puedan obstruir o retrasar el flujo a través de una tubería. Hoy en día se utilizan cerdos durante todas las fases de la vida de un gasoducto por muchas razones diferentes.

Aunque cada tubería tiene su propio conjunto de características que afectan a cómo y por qué raspado se utiliza, básicamente hay tres razones para cerdos de una tubería:

Para lotes o por separado productos disímiles;

Para los propósitos de desplazamiento;

Para la inspección interna.

Los cerdos que se utilizan para realizar estas tareas se pueden dividir en tres categorías:

Los cerdos de servicios públicos , que se utilizan para realizar funciones tales como la limpieza, la separación, o deshidratación.

En Herramientas de inspección de la línea , que proporcionan información sobre el estado de la línea, así como la extensión y localización de cualquier problema.

Los cerdos de gel , que se utilizan en conjunción con los cerdos convencionales para optimizar la deshidratación de tuberías, limpieza y secado tareas.

El tipo de cerdo que se utilizan y su configuración óptima para una determinada tarea en una tubería deberán determinarse basándose en varios criterios, que incluyen

El propósito

o Tipo, la ubicación y el volumen de la sustancia a ser retirados o desplazados en las aplicaciones convencionales de raspado,

o Tipo de información que se desprende de una carrera chancho inteligente,

o Objetivos y metas para la carrera de cerdos.

El contenido de línea

o El contenido de la línea mientras pigging,

o Disponible vs presión de accionamiento requerida,

o Velocidad del cerdo.

Características de la tubería

o Las dimensiones internas mínimo y máximo de la línea,

o La distancia máxima de cerdo tiene que viajar,

o Radio de curvatura mínimo, y los ángulos de flexión,

o Las características adicionales tales como tipos de válvulas, conexiones de sucursales, y el perfil de elevación.

CERDOS DE UTILIDAD

Cerdos de Utilidad de canalización se puede dividir en dos grupos sobre la base de su propósito fundamental:

Limpieza cerdos, que se utilizan para eliminar los depósitos sólidos o semi-sólidos o restos de la tubería.

Los cerdos de sellado, que se utilizan para proporcionar un buen sellado con el fin de líquidos de barrido desde la línea, o proporcionar una interfaz entre dos productos diferentes dentro de la tubería.

Dentro de estos dos grupos, una nueva subdivisión se puede hacer para diferenciar entre los diversos tipos o formas de los cerdos:

• Los cerdos mandril, que tienen un tubo de cuerpo central, o mandril, y diversos componentes que pueden montarse sobre el mandril para configurar un cerdo para un derecho específico;

•

Los cerdos de espuma, que se moldean a partir de espuma de poliuretano con diversas configuraciones de tiras de poliuretano sólido y / o materiales abrasivos permanentemente unidos a ellos;

• Los cerdos monobloque, que están moldeados en una sola pieza, generalmente de poliuretano, y;

• Los cerdos esféricos o esferas, que son de cualquiera de una composición sólida o inflado a su

diámetro óptimo con glicol y / o agua.

CERDOS GEOMETRÍA

Una geometría / pinza de cerdo es un cerdo de configuración

diseñado para registrar las condiciones, tales como abolladuras, arrugas, ovalidad, radio de curvatura y el ángulo, y en ocasiones las indicaciones de importantes corrosión interna por lo que las mediciones de la superficie interior del tubo.

CERDOS DE GEL

Cerdos de gel son una serie de sistemas líquidos gelificados que se han desarrollado para su uso en operaciones de tubería, ya sea durante la puesta en marcha inicial, o como una parte de un programa de mantenimiento continuo. La mayoría de los geles de tuberías son a base de agua,

pero una gama de productos químicos, disolventes, y ácidos incluso puede ser gelificado. Algunos productos químicos pueden ser gelificada como el líquido a granel y otros sólo se diluyó en un portador. Diesel gelificadas se usa comúnmente como un portador de inhibidor de corrosión en las líneas de gas. Hay cuatro tipos principales de gel que se utilizan en aplicaciones de tuberías:

Procesamiento por lotes, o gel separador

Los escombros de gel de recogida

Hidrocarburos en gel

Deshidratación de gel

Como un líquido, aunque altamente viscoso, el gel puede ser bombeado a través de cualquier línea que aceptará líquidos. Cerdos gel puede ser utilizado solo (en líneas de líquido), en lugar de los cerdos de procesamiento por lotes, o en conjunción con diversos tipos de cerdos convencionales. Cuando se utiliza con los cerdos convencionales, los cerdos gelificadas puede mejorar el rendimiento general, mientras que casi elimina el riesgo de pegarse un cerdo.

Cerdos de gel no se desgastan en el servicio como cerdos convencionales. Pueden, sin embargo, ser susceptibles a la dilución y el corte de gas. Se debe tener cuidado, por lo tanto, al diseñar un tren de cerdo que incorpora los cerdos de gel para minimizar el desvío de fluido de los cerdos, y para colocar un cerdo convencional en la parte trasera del tren al desplazar con el gas.

Las aplicaciones de tuberías principales para cerdos de gel son los siguientes:

Producto de separación

Remoción de escombros

Línea de llenado / pruebas hidrostáticas

Deshidratación y secado

Eliminación de condensación de las tuberías de gas

Inhibidor de la deposición y el biocida

Tratamiento químico especial

La eliminación de los cerdos pegados

Geles especialmente formulados también se han utilizado para sellar válvulas durante las pruebas hidrostáticas. Los geles se han desarrollado con un tiempo de gelificación controlada y

una viscosidad controlada para fines temporales tubería de aislamiento.

4.- MANIFOLD DE PRODUCCIÓN o MULTIPLES DE PRODUCCIÓN

Los manifold de producción o también llamado múltiples de producción son construidos de manera tal, que permitan desviar la corriente total de la producción de uno o varios pozos cualquiera, hacia un separador de prueba con el objeto de poder cuantificar su producción.

Manifold de Producción

El manifold portátil consiste de un manifold al cual se han ligado líneas de flujo de cada pozo y dos separadores de 250 psi montados en largueros. Un separador es para producción general y el otro para probar pozos individuales. El manifold tiene dos cabezales, de manera que la producción de cada pozo puede encausarse por el separador de prueba o por el separador de producción general abriendo o cerrando dos válvulas en el manifold.

El petróleo del separador de producción general fluye del manifold hacia una estación de descarga sin haberse medido su volumen. El petróleo que pasa a través del separador se mide por un medidor de volumen de petróleo, antes de que entre a la tubería que conduce a la estación de descarga. Todo el petróleo del manifold de campo es conducido a través del separador de baja presión a la estación de descarga (entre 125 y 35 psi) y después a los tanques de almacenamiento donde es fiscalizado.

El manifold permanente es muy parecido al portátil. La diferencia está en el tamaño y la separación. Por lo general, la separación del manifold permanente es por dos o tres etapas. Los separadores están montados sobre bases de concreto y tienen más espacio para facilitar la operación.

En este tipo de manifold todos los pozos se prueban en el separador de 250psi. El petróleo es separado y conducido a través de un medidor de volumen a fin de medirlo. Después se encausa hacia un desplazador por gas que lo impulsa por las líneas de 600psi hacia la estación de flujo. El desplazador es operado por gas del sistema de 600psi. Los pozos de alta presión (1500psi) antes de entrar a la tubería hacia la estación de descarga, el petróleo pasa por una segunda etapa de separación en los separadores de 600psi.

Los pozos de baja presión (menor de 600psi) en este manifold, fluyen directamente del cabezal del manifold al desplazador por gas, donde puede inyectarse hasta la línea de 600psi.

Esto evita la necesidad de tender una segunda línea desde el manifold para manejar la producción de baja presión.

5.- GOLPEADORES DE LÍQUIDO(SLUG CATCHERS)

Un slugcatcher es un recipiente con un volumen de reserva suficiente para almacenar (temporalmente) la mayor cantidad de líquido y gas esperado del sistema de aguas arriba.

Está situado entre la salida de la tubería y el equipo de procesamiento.

Es un recipiente separador y amortiguador.

Aplicaciones

• Un slugcatcher es usado para amortiguar la producción, para tener una salida controlada de gas y líquido.

• También es usado en la inspección de ductos.

Tipos de slug cátchers

• 1.- slug catcher horizontal (separador)

• 2.- slug catcher vertical (separador)

• 3.- slug catcher tipo dedos

• 4.- slug catcher estabilizador

Slug catcher tipo dedos

• Esta compuesto por un grupo de dedos superiores e inferiores de diferentes longitudes. La distribución del gas tiene múltiples entrantes / corriente de líquido, disminuye hacia abajo, y la divide en varias corrientes más pequeñas que permiten un flujo uniforme en las cámaras de separación.

• En las cámaras de separación se lleva a cabo la mayoría de la separación de líquidos de gas

• Slug Catcher horizontal

Puede dar la separación de partículas pequeñas (10 micrones) donde hay más líquido y menor flujo de gas.

Útiles como separador de tres fases.

Buena separación de hasta 5 a 700 barriles.

Slug Catcher Vertical

• Útil donde la separación de partículas pequeñas (10 micras) es necesario y el flujo de gas es grande en relación al líquido.

• Buena separación - útiles de hasta 5 a 700 barriles.

Slug Catcher tipo tubo

Este tipo de equipos de separación normalmente tiene una placa de compresión para golpear a los líquidos a granel y una columna vertical para formar un separador de tipo gravedad, pero por lo general tiene un área suficiente para eliminar eficazmente las partículas pequeñas. Normalmente, sólo se utiliza para atrapar las balas de líquido y mantenerlas. Por razones económicas, estos cazadores de babosas se diseñan generalmente como los de tuberías y accesorios, y no como recipientes a presión.

El tubo tipo adecuado slug catcher proporciona buena separación. La separación de las partículas pequeñas es pobre, pero mejora en las tasas de flujo bajo. Es utilizado para proteger un separador.

6.- AEROENFRIADORES COLLEREste tipo de equipo es muy aplicado en toda la industria de procesos, petroleras, químicas, plásticas, etc.

Definición

El aeroenfriador es un equipo que permite la transferencia de calor del fluido que lo recorre al medio ambiente.

Funcionamiento:

El fluido de proceso (petróleo, gas o condensado) que entra al aeroenfriador cede calor al ambiente al pasar por un intercambiador de calor agua/aire y unos ventiladores que generan una corriente de aire que pasa a través de dicho intercambiador. En el caso de que la temperatura del aire (caso de verano) sea muy alta, el aeroenfriador por acción de su controlador de temperatura abrirá una válvula solenoide permitiendo el pasaje de agua a presión para efectuar un spray de agua sobre el aire de entrada al aeroenfriador bajando su temperatura y consecuentemente consiguiendo una menor temperatura en el agua de salida del agua al proceso.

Ubicación:

Debe ubicarse en un lugar muy bien ventilado, o cuyo volumen pueda absorber sin inconvenientes el calor a transferir. Desconocerlo implica además de crear un ambiente caluroso para el personal, una creciente disminución del rendimiento de la unidad.

Si se dispone en el exterior, debe ubicarse en sombra permanente, de otra forma recibirá radiación solar, reduciendo su capacidad útil de enfriamiento.

El aeroenfriador es apto para instalación a intemperie sin embargo el controlador no es apto para intemperie. Aun cuando el aeroenfriador puede estar a la intemperie, no ocurre lo mismo con el controlador electrónico, que deberá remotizarse para que no lo afecte vientos, lluvias, radiación solar, etc.

El piso deberá ser una superficie aceptablemente horizontal y nivelada, a fin de evitar vibraciones.

Es necesario fijar el equipo al suelo para que eventualmente no "camine" aun cuando esté relacionado por la cañería

Es importante dejar una distancia libre de no menos de 2m de cada lado en el sentido del flujo de aire. No hay restricciones en el otro sentido, excepto que en el futuro deseen incorporarse más unidades en paralelo.

Aeroenfriador

Enfriados por aire

Consisten en una serie de tubos situados en una corriente de aire, que puede ser forzada con ayuda de un ventilador. Los tubos suelen tener aletas para aumentar el área de transferencia de calor.

Pueden ser de hasta 40 ft (12 m) de largo y anchos de 8 a 16 ft (2,5 a 5 m).La selección de un intercambiador enfriado por aire frente a uno enfriado por agua es una cuestión económica, hay que consideran gastos de enfriamiento del agua, potencia de los ventiladores y la temperatura de salida del fluido (un intercambiador de aire, tiene una diferencia de temperatura de unos 15 ºF (8 ºC)). Con agua se obtienen diferencias menores.

7.- SEPARADORES

*TIPOS DE SEPARADORES En primera instancia es conveniente aclarar que la primera clasificación está en función del número de fases que separa; se les llama separadores BIFÁSICOS (cuando separan dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre se deberá especificar las fases que entran en juego. Se conoce como separadores TRIFÁSICOS a los que se diseñan para separar tres fases (agua, petróleo y gas) y tetrafásicos, aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección para la separación de la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.Los separadores pueden clasificarse por su forma y geometría en HORIZONTALES VERTICALES Y ESFÉRICOS

HORIZONTALES

Ventajas:

1. Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales. 2. Son más económicos que los verticales. 3. Son más fáciles de instalar que los verticales. 4. Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma. Para esto,

donde queda la interfase gas-líquido, se instalan placas rompedoras de espuma.

Desventajas:

1. No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales sólidos como arena o lodo, pues es difícil limpiar este tipo de separadores.

2. El control de nivel de líquido es más crítico que en los se paradores verticales.

VERTICALES

Ventajas:

1. Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido.

2. El control de nivel de líquido no es crítico, puesto que se puede emplear un flotador vertical, logrando que el control de nivel sea más sensible a los cambios.

3. Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son muy recomendables para flujos de pozos que producen por bombeo neumático, con el fin de manejar baches imprevistos de líquido que entren al separador.

4. Hay menor tendencia de revaporización de líquidos.

Desventajas:

1. Son más costosos que los horizontales. 2. Son más difíciles de instalar que los horizontales. 3. Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma

cantidad de gas.

ESFÉRICOS

Ventajas:

1. Más baratos que los horizontales o verticales. 2. Más compactos que los horizontales o los verticales, por lo que se usan en plataformas

costa afuera. 3. Son más fáciles de limpiar que los separadores verticales. 4. Los diferentes tamaños disponibles los hacen el tipo más económico para instalaciones

individuales de pozos de alta presión. 5. Desventajas:

1.- Tienen un espacio de separación muy limitado.