Memorias Facilidades de Produccion 2014

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MEMORIAS FACILIDADES DE PRODUCCION EN CAMPOS PETROLEROS

SEMINARIO – TALLER

FACILITADOR

FERNANDO BECERRA SALAMANCA

INGENIERO DE PETROLEOS.

Versión año 2014.

Seminario de Facilidades - Elite Training 2014

Fernando Becerra Salamanca Página 2

OBJETIVOS DEL SEMINARIO-TALLER

Actualizar a los participantes sobre los conceptos básicos para la operación de los equipos de producción y facilidades de superficie que se requieren para la recolección y separación de fluidos producidos, tratamiento almacenamiento y medición de crudo y procesamiento del gas en campos petroleros.

Familiarizar a los asistentes con los principios y procedimientos operativos de los equipos y facilidades de producción instaladas en un campo petrolero.

Identificar la importancia y el manejo de las principales variables que inciden en las operaciones de superficie en los campos petroleros, y compartir experiencias para mejorar las habilidades, actitudes y aptitudes del personal y optimizar costos de producción.

Mejorar los conocimientos, habilidades y actitudes de los operadores de producción mediante el intercambio de experiencias, la concientización y el uso correcto de los equipos de producción de petróleo, gas y tratamiento de aguas residuales.

BIBLIOGRAFIA RECOMENDADA.

Surface Productions Operations, Ken Arnold, Maurice Stewart.

Petroleum Production Engineering, Boyun Guo, William C. Lyons, Ali Ghalambor.

Oil and Gas Production, Martin S. Raymond and William L. Leffler.

Petroleum Geology, Exploration, Drilling and Production, Norman J. Hyne

Applied Water Technology, Patton Charles, Campbell Petroleum Series, 1995.

NOTA: este manual es un material de trabajo para ser utilizado durante el desarrollo del seminario – taller de “Facilidades de Producción en Campos Petroleros”.



CONTENIDO

CAPITULO 1: CONCEPTOS BÁSICOS DE SUBSUELO E INTRODUCCION A LAS FACILIDADES DE PRODUCCION. Características y propiedades de los yacimientos. Rocas y fluidos

Características y propiedades de los fluidos. Tipos de hidrocarburos

Etapas de desarrollo de un campo petrolero. Recobro primario y secundario

Presión natural de los yacimientos. Flujo natural y levantamiento artificial.

Reservas de hidrocarburos y factor de recobro. Problemas de producción.

Operaciones de producción en el subsuelo y en superficie.

Ejercicios de aplicación. CAPITULO 2. FACILIDADES PARA LA RECOLECCION DE CRUDO Y GAS.

Objetivos de las facilidades de producción.

Desarrollo de campos petroleros. Extracción de fluidos.

Configuración básica de un sistema de facilidades de producción.

Componentes del pozo: cabeza del pozo, tuberías de producción (casing y tubing), cabeza de pozo, árbol de navidad, estranguladores (chokes).

Sistemas de recolección de crudo y gas: equipo de subsuelo y cabezales de pozos; opciones para líneas de flujo de pozos y “manifolds para líneas individuales, líneas comunes y múltiple para altas presiones”. Mapa de procesos de producción y la cadena de valor de los hidrocarburos.

Tipos de Baterías de producción: localización de las baterías. Equipos y componentes para los diferentes procesos que se realizan en la producción y tratamiento de los hidrocarburos.

Ejercicio: conceptualización de los sistemas de facilidades de producción en un campo petrolero.

CAPITULO 3 – FACILIDADES PARA LA SEPARACIÓN DE FLUIDOS.

Conceptos básicos de separación de fluidos producidos (crudo, gas y agua).

Principios de separación líquido – gas. Secciones y funciones de un separador.

Clases de separadores: separadores de producción general y prueba, bifásicos y trifásicos, verticales y horizontales.

Componentes básicos de un Separador.

Componentes externos: vasija, cabezales, conexiones de entrada y salida de fluidos, boquillas de instrumentos de medición, control y protección y válvulas de alivio.



Componentes internos: zona de entrada, platina de impacto, platinas rompeolas, tiempo de residencia, acumulación de líquido, separación, extracción o eliminador de neblina, vertederos y platina antivórtice.

Operación y control de los separadores: flujo a través del separador, variables de la separación: presión, temperatura, nivel, capacidad y tiempo de residencia. Dispositivos de seguridad de los separadores.

Diseños especiales de separadores: FWKO, separadores filtro, separadores doble barril, scrubers o purificadores de gas.

Dimensionamiento de separadores: horizontales y verticales; bifásicos y trifásicos. Separadores generales y de prueba. Ejercicios de aplicación.

Problemas potenciales de separación: espumas, parafina, arena y arrastre de líquido (carryover) y descargue de gas (Blowdown). Origen y posibles soluciones.

Separación de gas por etapas: separadores de alta, media y baja presión.

Normas API para construcción y operación de los separadores gal-líquido. CAPITULO 4: FACILIDADES PARA EL TRATAMIENTO DE CRUDO E INYECCIÓN DE QUÍMICOS.

Conceptos básicos sobre emulsiones de petróleo y su tratamiento.

Tipos de emulsiones y causas de formación de emulsiones.

Factores que inciden en el tratamiento de emulsiones.

Métodos de tratamiento para deshidratación y desalación de Crudos.

Tratamiento químico. Pruebas de botella y pruebas de campo

Tratamiento térmico y tratamiento electrostático. Ventajas y desventajas.

Tipos de tratadores térmicos y tratadores electrostáticos. Funcionamiento.

Separación mecánica de emulsiones por decantación.

Aspectos operacionales y de seguridad en el tratamiento de crudos emulsionados.

Otros procesos para desemulsificar y desalar el crudo. Especificaciones para venta.

Ejercicios prácticos de deshidratación y desalación de crudo.

CAPITULO 5: FACILIDADES PARA ALMACENAMIENTO, FISCALIZACION Y DESPACHO DE CRUDO.

Tipos y clasificación de tanques de almacenamiento y fiscalización de crudo.

Uso de los Tanques en las facilidades industriales. Tablas de aforo de tanques.

Elementos e instrumentación en tanques de almacenamiento y fiscalización de crudos.

Medición y fiscalización de Tanques de crudo. Análisis de laboratorio.

Transferencia de crudo. Unidades LACT de medición y despacho de crudo

Cargaderos de crudo y bombas de despacho a oleoductos. Pérdidas y ganancias.



CAPITULO 6: FACILIDADES PARA TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL.

Conceptos básicos sobre gas natural. Composición y características del gas.

La cadena productiva del Gas Natural. Facilidades de recolección y separación.

Tipos de gases: gas seco y gas húmedo. Gas dulce y gas agrio. Cromatografía de gases. Contaminantes e impurezas.

Compresión, transporte y usos del gas natural.

Procesamiento del gas natural: plantas de proceso de secado del gas y generación de GLP.

Plantas y facilidades para la deshidratación de gas con Glicol: separador de entrada, torre contactora gas-glicol, intercambiador de calor gas/glicol pobre, bombas de inyección de glicol, sistema de regeneración del Glicol y torre despojadora.

Métodos de Tratamiento de gases ácidos.

Principales aspectos operativos y de seguridad en el tratamiento del gas.

Calidad del Gas natural para ventas. CAPITULO 7: FACILIDADES PARA EL TRATAMIENTO DE AGUAS PRODUCIDAS.

Caracterización de las aguas producidas: volumen y calidad del agua para vertimiento o reinyección. Otros usos de las aguas coproducidas con el crudo.

Principios de separación de aguas: coagulación, floculación y coalescencia.

Tecnologías y equipos utilizados para el tratamiento de aguas: trampas de grasas y aceites, separadores API, “Skim tanks”, lagunas de oxidación, aireación y desnatadores, Celdas de flotación, filtros y tanques decantadores.

Tratamiento químico de las aguas: rompedores inversos/clarificadores, tratamiento bacteriológico y acondicionamiento final de las aguas.

Normas y características de las aguas residuales para vertimiento.

Manejo de sólidos residuales. Costo de tratamiento de aguas.

Facilidades para el tratamiento y el proceso de inyección de aguas. Nota 1: La temática propuesta se puede ajustar de acuerdo con las necesidades específicas de los asistentes. El seminario es interactivo instructor-estudiantes para facilitar la participación y el aprendizaje y aprovechar las experiencias y conocimientos del grupo. Nota 2: En cada capítulo, se desarrollarán ejercicios individuales o grupales, con el fin de reforzar los conocimientos adquiridos e intercambiar experiencias de campo entre los asistentes.



CAPITULO 1. CONCEPTOS BÁSICOS DE SUBSUELO E INTRODUCCION A LAS FACILIDADES DE PRODUCCION. Una empresa petrolera se encarga de:

Explorar nuevos bloques petroleros para encontrar nuevos yacimientos

Extraer y tratar los hidrocarburos encontrados en un yacimiento

Transportar los hidrocarburos desde los campos de producción de hidrocarburos a los centros de consumo para luego ser transformados y comercializados los diferentes productos obtenidos en los procesos de refinación.

Figura 1. 1 - Etapas de desarrollo de un campo petrolero

Figura 1. 2 - Esquema general de las operaciones de producción: Recolección y separación de fluidos, tratamiento de crudos, gas y agua en campos petroleros.



Para poder extraer y tratar los fluidos en forma eficiente y al mejor costo beneficio, es requisito indispensable que las personas que realizan estas operaciones: Conozcan el comportamiento y las características que tienen, los fluidos presentes en un yacimiento, las características del mismo yacimiento y sus condiciones cambiantes con el tiempo. HIDROCARBUROS: Compuestos de carbono e hidrógeno que tienen determinadas propiedades. Se encuentran acumulados en las rocas del subsuelo (porosas y permeables), bien sea en forma: sólida, líquida o gaseosa. Se pueden producir a través de pozos que se han perforado. Generalmente vienen acompañados de: agua y otras impurezas. Requieren tratamiento previo para poder ser utilizados y comercializados. TIPOS DE HIDROCARBUROS. El petróleo o “crudo”, es una mezcla compleja de hidrocarburos cuya composición genética incluye cuatro familias de compuestos: 1. Hidrocarburos saturados, alcanos o parafinas: estructuras en cadena con la

fórmula general CnH2n+2.

• Contienen parafina y muy poco material asfáltico. • Son aptos para obtener gasolina de bajo octanaje. • Producen cera parafínica y aceites lubricantes de alta calidad



2. Hidrocarburos Naftenos o Cicloalcanos: estructuras en anillo con fórmula CnH2n. 3. Hidrocarburos Aromáticos: anillos hexagonales de carbono con enlaces simples y

dobles alternantes. Las unidades básicas son los anillos de benceno. 4. Crudos asfalténicos o mixtos: compuestos de cadenas de anillos bencénicos

enlazados, con gran cantidad de otros elementos, los llamados NSO. Las resinas y los asfaltenos son los componentes más pesados de los crudos y los principales en asfaltos. Bitumen: es una materia orgánica inflamable formada de Kerógeno durante el proceso de formación del petróleo. El Bitumen incluye Hidrocarburos como asfaltenos y cera mineral. Por lo general es sólido y de color negro o marrón.

Además de los hidrocarburos mencionados, el Petróleo contiene otros elementos o “contaminantes orgánicos”, los cuales incluyen:

Compuestos sulfurados (0,1 a 0,6% en peso)

Compuestos Nitrogenados (N)

Compuestos Oxigenados (O2) Contaminantes Inorgánicos: sólidos de diferente tamaño, vanadio, níquel y radio. Características de los Hidrocarburos: se clasifican en crudos livianos y crudos pesados; se diferencian por su Gravedad API y su Viscosidad. También se clasifican como: Crudos ácidos: son altamente corrosivos debido a su contenido de dióxido de carbono y ácido sulfhídrico. Crudos dulces: No poseen gases o sustancias corrosivas asociadas con el petróleo. YACIMIENTO: acumulación de fluidos en una roca porosa y permeable. (Trampas de petróleo). La roca puede contener diferentes proporciones de fluido (crudo, gas y agua) que están sometidos a condiciones de presión y temperatura, según la profundidad a la cual se encuentran dichos fluidos.



Figura 1. 3 - Yacimiento Típico. DATOS BASICOS DEL YACIMIENTO Porosidad: capacidad de una roca para almacenar fluidos. % de volumen de roca vacía.

Porosidad () de la roca almacenadora: es el espacio disponible para almacenar hidrocarburos en las rocas o bien, la medida del porcentaje del volumen total de la roca ocupado por espacios vacíos (al que se denomina medio poroso)

La porosidad puede ser de dos clases: absoluta y efectiva. La porosidad absoluta es la porosidad total de una roca sin tener en cuenta las conexiones entre los espacios porosos. La porosidad efectiva es aquella en la cual los poros están interconectados. También la porosidad puede ser clasificada dentro de dos tipos de acuerdo al tiempo de depositación en: porosidad primaria y secundaria. La primaria se refiere a la que se



formó al mismo tiempo de la depositación de las capas (porosidad de las areniscas) y la secundaria, se refiere a la formada después de la depositación y algunas rocas presentan fisuras. La porosidad se expresa en fracción o en porcentaje (0-100%) se dice que:

Permeabilidad: capacidad de la roca para permitir el paso de los fluidos almacenados. Es una medida de la facilidad con la cual los diferentes fluidos pueden fluir a través de un medio poroso (yacimiento), bajo condiciones de flujo no turbulento; para esto es necesario que los poros de la roca estén conectados unos con otros.

Henry Darcy realizó los trabajos iniciales sobre permeabilidad cuando investigó el flujo de agua a través de filtros de arena y por esta razón, la unidad de permeabilidad en la industria petrolera se conoce como Darcy. La unidad práctica es el milidarcy (md) que es un milésimo de Darcy y es la que comúnmente se usa en la industria petrolera. Los valores de permeabilidad en milidarcies (md) oscilan entre: K< 50 pozos malos productores 50< K < 250 pozos medios o buenos K > 250 pozos buenos

0 - 5 % Despreciable 5 - 10 % Pobre

10 - 15 % Regular 15 - 20 % Buena

20 - 40 % Excelente



Figura 1. 4 – Variables de las cuales depende la permeabilidad de las rocas.

Por lo general, la gran mayoría de los yacimientos de aceite contienen por lo menos dos fluidos, que son agua congénita y aceite. Habrá mayor resistencia al flujo del aceite a través de la roca que contenga algún porcentaje de agua que a través de la misma roca en la cual ella esté ausente. Saturación de fluidos (sw, so, sg): relación de los fluidos contenidos en la roca. La saturación mide la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos que existen en el yacimiento. Así, la saturación de aceite (So) es la fracción porosa ocupada por aceite.

So + Sg + Sw = 1

Una saturación de agua de agua (Sw) del 25% significa que la cuarta parte del espacio poroso de la roca está lleno de agua. Igualmente, para el gas (Sg). En los yacimientos de hidrocarburos pueden hallarse simultáneamente agua, petróleo y gas; sin embargo, y debido a la gravedad, los fluidos tienden a separarse dentro del yacimiento. Algunos de estos fluidos no serán producidos. Los volúmenes de fluidos del yacimiento que no se pueden producir y que son inmóviles, se expresan en términos de saturación residual o irreducible. El volumen del crudo y el gas varían con la presión del yacimiento en donde se encuentran almacenados.

So = Volumen Ocupadopor aceite

Volumen Poroso



Figura 1. 5 – Saturación de Fluidos presentes en un yacimiento Factor volumétrico de formación: es la relación entre el volumen del crudo ocupado a condiciones del yacimiento sobre el volumen del crudo en la superficie. Relación gas-petróleo (GOR): a medida que se produce el petróleo la presión en el yacimiento va disminuyendo y la cantidad de gas disuelto aumenta en cada barril. De esta forma, existe una relación entre el petróleo y el gas que se produce.

Punto de burbuja: punto en el cual las primeras moléculas de gas dejan el líquido y forman una pequeña burbuja de gas que se desprende de la fase líquida. Punto de rocío: punto en el que solamente queda una pequeña gota de líquido o se forma la primera gota de líquido en una corriente de gas. Para producir los fluidos de los Pozos se requiere:

Conocer sus características y su comportamiento para poder manejarlos, almacenarlos y fiscalizarlos en forma óptima en superficie.

Evitar problemas operacionales en superficie y daños de formación.

Optimizar la operación de los equipos y reducir los costos operacionales.

Cumplir con las condiciones de calidad de los crudos fiscalizados y transferidos para satisfacer las necesidades de los clientes.

BF

PCS

queelenproducidoaceitevol

erficieenproduidogasvolRs

tan.

sup.

BF

bls

aceiteVol

disueltogasVolaceiteVolB

erficieTp

yctoTp

o

)(sup,@

)(,@

.

..



CAUDAL (Q): es una variable importante en el proceso de producción de petróleo ya que es una medida del volumen producido de un fluido en una determinada unidad de tiempo. 1 Barril = 5.614 pies cúbicos = 42.0 galones = 158.9 litros Calidad y gravedad API del crudo: Gravedad específica = 141.5/ (131.5 + °API) El grado API influye directamente en el costo del hidrocarburo; entre más alto sea el grado API, más elevado será su precio. El agua tiene 10 ºAPI, mientras que una gasolina puede tener hasta 60 ºAPI, por citar algunos ejemplos. Los crudos, según su gravedad se clasifican en:

Súper pesados (Menos de 10 ºAPI)

Pesados (entre 10 - 21 ºAPI)

Medianos (entre 22 - 31 ºAPI)

Livianos (entre 32 - 40 ºAPI).

Condensados (Mayor de 40 ºAPI) Cálculo de la densidad de un crudo a partir de la gravedad API. Para convertir gravedad API a densidad se aplican las siguientes ecuaciones (a condiciones estándar): Gravedad específica de un crudo = 141.5____ °API + 131.5 Gravedad específica = Densidad(x) Despejando tenemos: Densidad (agua)

Densidad(x) = Gravedad específica de un crudo x Densidad (agua) Densidad agua = 1 gramo = 8.34 libras_ = 62.4 libras cm3 galón pie3 Ejemplo: Encontrar la densidad de un crudo que tiene una gravedad de 24°API: Gravedad Específica = 141.5 _ = 0.9099 24.0 + 131.5 0.9099 = Densidad_ (crudo) Despejando tenemos: 8.34 lbs./gal Densidad (crudo) = 0.9099 x 8.34 lbs./gal = 7.588 lbs./gal.



Temperatura de los fluidos: es una medida del grado de calor que tienen los fluidos en un sitio determinado. Si la temperatura se mide en el fondo del yacimiento, corresponde a la temperatura de fondo y temperatura en superficie, a la cual llega un fluido a la cabeza del pozo. Escalas de temperatura y sus equivalencias. Temperatura absoluta: ºK = ºC + 273 Temperatura absoluta: ºR = ºF + 460 ºF = (9/5 ºC) + 32 ºC = 5/9 (ºF – 32) Gradiente Geotérmico: es la relación entre la profundidad y la temperatura natural de los estratos a profundidad. TF = Temperatura de la formación a una profundidad h (ºC) Ts = Temperatura del medio ambiente o temperatura de su superficie (ºC) ∆G = Gradiente geotérmico (ºC/100 pies de profundidad) h= Profundidad a la cual se desea medir la temperatura de formación (pies) Un pie de agua dulce en un pozo ejerce una presión de 0.433 psi/pie. Presión hidrostática de un crudo (Ph): = gradiente hidrostático del agua (0.433 psi/pie) x SG(o) del crudo x h, siendo h la altura de la columna de crudo; o también:

Otras propiedades de los fluidos: Viscosidad del crudo: es la resistencia al flujo, propiedad dinámica que se mide cuando el fluido está en movimiento. Unidades: centipoises (Cp) Viscosidad del agua = 1 Cp a 60°F. Existe la viscosidad dinámica y la cinemática. La viscosidad de un crudo aumenta con su densidad: puede variar desde un centipoise hasta 10.000 centipoises. La viscosidad varía con la temperatura. Punto de fluidez: es la temperatura a la cual un aceite deja de fluir, toma el estado sólido en condiciones de presión ambiente. - 20 °C hasta 12 °C.

p = Densidad del fluido (Lb/gal) h = Altura de la columna de fluido

100

hGTT SF

hPh 052.0



Poder calorífico: es la energía liberada cuando se quema un volumen estándar de un combustible. Se expresa en unidades de energía por volumen o peso.

22.000 BTU/libra para el crudo y 10.000 BTU/libra para el gas natural

Ejemplo: Convertir 40.000 barriles /día de un crudo de 24°API a libras/ hora: 40.000 bls. x 42 galones x 1 día x 7.588 libras = 531.160 libras /hora. día 1 barril 24 horas galón Como se puede observar, de esta manera se puede convertir un flujo volumétrico a flujo másico y calcular los BTU. Agua y Sedimentos: generalmente el crudo que se produce de los pozos viene acompañado con agua de la formación, ya sea como agua libre o agua emulsionada y sólidos (BS&W). Se determina en porcentaje por cada barril de petróleo. Contenido de Sal: como el petróleo se formó en un ambiente marino, el agua de formación es salada, a concentraciones altas de cloruros (> 350.000 ppm). El agua emulsionada presente en el crudo tiene salinidad que puede variar de pocas hasta cientos de libras por cada mil barriles de petróleo, dependiendo de la concentración de cloruros en el agua que acompaña al petróleo. Contenido de azufre: (% de H2S por cada barril de petróleo) Presión de Vapor: es aquella presión en la cual un líquido y un vapor están en equilibrio a una temperatura determinada. Punto de chispa: mínima temperatura a la cual el vapor de un aceite al ser expuesto a una pequeña llama, produce una chispa que se extingue inmediatamente. -12 °C hasta 110 °C. CONDICIONES DEL YACIMIENTO. En un yacimiento de petróleo se encuentran: gas, crudo y agua. Debido a que el yacimiento se encuentra a miles de pies de profundidad del suelo, la cantidad de tierra y rocas que hay encima de este, ejerce grandes presiones (miles de libras por pulgada cuadrada o psi) sobre el gas y crudo contenido en él. LA PRESIÓN DE LOS YACIMIENTOS: Para producir un “Pozo Petrolero” se requiere que los fluidos del yacimiento entren al pozo y se puedan sacar hasta superficie, para luego separarlos procesarlos, fiscalizarlos y finalmente transportarlos a los centros de consumo.



La presión es una variable de vital importancia en la producción de petróleo y gas, ya que ésta, es la fuente de energía para que el crudo presente en un yacimiento entre a los pozos y llegue hasta la superficie. La presión es la fuente de energía que mueve el petróleo hacia los pozos y permite su producción. De acuerdo con el tipo de presión que opere en un yacimiento, existen diferentes mecanismos de recobro de hidrocarburos:

Expansión de fluidos: en yacimientos de aceite, éste mecanismo de producción es poco eficiente, ya que los fluidos tienen poca capacidad de expansión.

Empuje por capa de gas: analizar comportamiento típico con la variable tiempo de estos yacimientos, con relación a la presión, caudal, temperatura, relación gas aceite.

Gráfico 1. 6 – Comportamiento típico de un Yacimiento por empuje de capa de Gas

Empuje por gas en solución: comparar con el anterior mecanismo y ver cuál es más efectivo. Ventajas y desventajas y comportamiento de las variables.

GAS

PETROLEO

AGUA AGUA

GAS

PETROLEO

AGUA AGUA



Gráfico 1. 7 - Comportamiento típico de un yacimiento por gas en solución.

Empuje hidráulico: comportamiento con el tiempo y problemas asociados a la producción de agua. Efectos de canalizaciones.

GAS

PETROLEO

AGUA AGUA

GAS

PETROLEO

AGUA AGUA

GAS

PETROLEO

AGUA AGUA

GAS

PETROLEO

AGUA AGUA

PETROLEO

AGUAAGUA



Gráfico 1. 8- Comportamiento típico de un yacimiento por empuje hidráulico .

Mecanismo de drenaje gravitacional: la principal fuente de la energía del yacimiento es la fuerza gravitacional. Se tiene una buena eficiencia de drenaje en el yacimiento. Típico Factor de Recobro: del 10% al 20%. (Gráfico 1. 9)

Mecanismos combinados: diferentes efectos que se pueden presentar durante su vida productiva. Analizar comportamientos y problemas que se pueden presentar.

Reservas de hidrocarburos presentes en un yacimiento: petróleo que se prevé puede ser recuperado comercialmente de las acumulaciones conocidas de una fecha dada en adelante. Reservas Probadas: estimadas con razonable certeza para ser comercialmente recuperadas. Reservas Desarrolladas: esperadas a ser recuperadas con los pozos existentes Reservas No desarrolladas: esperadas a ser recuperadas con inversión de capital adicional.



Reservas Calculadas: cantidades de petróleo y/o gas que se estiman con un alto grado de certeza, que pueden estar presentes en un determinado yacimiento.

Reservas Recuperables: cantidades de petróleo y/o gas que se estiman con un grado de certeza (40 – 60 %) y pueden ser recuperadas en forma económica y con las técnicas disponibles.

Gráfico 1.10 – Factor de Recobro de hidrocarburos

Flujo Natural: debido a la presión natural del yacimiento, los fluidos llegan hasta la superficie. En este caso, se requiere en la cabeza del pozo una serie de válvulas que permiten controlar las presiones y caudales de los fluidos provenientes del pozo productor y conectarse a las líneas de flujo.

Si la presión del Yacimiento no es suficiente para que los fluidos lleguen a la superficie, hay que instalar un equipo que le suministre la energía requerida para llevarlos hasta superficie y en este caso se tiene un pozo por “flujo artificial”. Sistemas de levantamiento artificial (SLA): conjunto de accesorios que se introducen al pozo mediante tuberías de producción, para que los hidrocarburos producidos por los intervalos abiertos fluyan a la superficie.



Gráfico 1.11 – Flujo Natural y sistemas de Levantamiento Artificial (SLA)

El sistema de levantamiento requerido en un pozo depende de varias variables y este tema es objeto de un análisis detallado. PRODUCCIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA: En el proceso de Producción de un Campo petrolero, si no se suministra una presión externa al yacimiento, se tiene un campo en: “PRODUCCION PRIMARIA”. Si durante la vida productiva de un campo se inyecta un fluido para incrementar la presión del yacimiento y empujar los fluidos que aún quedan hacia los pozos productores, en este caso se tiene un campo en: “RECUPERACION SECUNDARIA”. Dependiendo de la energía que se inyecte al yacimiento, existen varios métodos de recuperación secundaria o “MEJORADA” (Inyección de agua, de gas, desplazamientos miscibles, etc.) PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN: (Problemas del subsuelo y de equipos)

Incursión de arena a los pozos. (La arena puede llegar hasta los equipos de

superficie y taponar el pozo y las tuberías de producción)

Formación y depositación de parafinas ( pueden restringir el flujo del pozo)

Incrustaciones orgánicas e inorgánicas ( se forman en la cara de la formación o

dentro de las tuberías y equipos de superficie)

Taponamiento por sólidos (afecta la rata de producción de los pozos)

Producción excesiva de agua o gas (con el tiempo se presentan canalizaciones y

conificaciones que se deben controlar, espcialmente si afectan la presión del

yacimiento.



Problemas con el equipo de producción (se presentan restricciones y daños que hay

que detectar a tiempo y corregir para no perder producción.

Problemas combinados (los operadores ayudan a los ingenieros de Yacimientos a

tomar correctivos a tiempo).

Gráfico 1. 12 – esquema general de desarrollo de un campo Petrolero Ejercicio No. 1 Un pozo produce 10 barriles de fluido por hora con un porcentaje del 10% de agua. Cuántos barriles netos de aceite produce por día? Cuantos barriles de agua? Cuál será la temperatura de fondo de un yacimiento que se encuentra a 10.000 pies de profundidad si el gradiente geotérmico en la región es de 1 grado centígrado por cada 100 pies? Cuál será la presión absoluta que ejerce una columna de fluido de una gravedad API de 30 grados en el fondo del yacimiento a 8.000 pies? Que condición de presión debe tener el yacimiento para que el pozo fluya naturalmente en estas condiciones?



Ejercicio No. 2 Para cada uno de sus campos, determinar:

Tipo y calidad de crudo que se produce: _____________ ______________.

Tipo de empuje predominante dentro del yacimiento (capa de gas, gas en solución o empuje hidráulico: __________________ ___________________.

Etapa de producción existente (Primaria o secundaria): __________________.

Presión y temperatura en cabeza de los pozos: __________ ____________.

Caudal de crudo y agua producida (Barriles por día): __________ _________.

Relación gas aceite (GOR): _______ Relación agua-aceite (WOR): ________.

Otras características de los pozos y sus campos de producción:

_______________________________________________________________

_______________________________________________________________

_______________________________________________________________

CONCLUSIONES:

La mezcla de fluidos que llegan hasta superficie tiene propiedades físicas diferentes. Es necesario manejarlos en superficie en forma diferente según sus propiedades y el uso que se les vaya a dar (clientes finales)

Por esta razón, se construyen y se operan “facilidades de producción o baterías” acordes a sus características.

Cada pozo tiene un completamiento Típico y un comportamiento de las condiciones de producción que se deben manejar adecuadamente para producirlos en forma eficiente.

Lo más importante es conocer las características y propiedades de los yacimientos y los fluidos almacenados para lograr extraer, en las diferentes etapas de producción de hidrocarburos, un “FACTOR DE RECOBRO” adecuado.



CAPÍTULO 2: FACILIDADES PARA LA RECOLECCION DE CRUDO Y GAS.

Figura 2. 1 – Desarrollo de un campo Petrolero. Para producir los fluidos de los Pozos que conforman un campo petrolero, se requiere de una serie de “Facilidades de Producción en Superficie”, de acuerdo a las características de los fluidos presentes en un yacimiento. Area de drenaje entre pozos: es el área de un círculo ideal en el cual se considera que un pozo productor en su centro está drenando eficientemente los hidrocarburos producibles presentes en su interior. Espaciamiento entre pozos: es la distancia entre pozos productores. Puede expresarse como la distancia lineal promedio entre pozos o el área promedio por pozo productor. Operaciones en campos Petroleros: en general, se pueden diferenciar dos grandes macroprocesos para la producción de los fluidos acumulados en un determinado yacimiento: 1. Las operaciones de subsuelo para extraer el crudo. 2. Las operaciones de superficie para recolectar, separar, tratar y fiscalizar los fluidos producidos a través de los pozos que se han perforado en un campo petrolero. PROCESOS DE PRODUCCION. Flujo en el Yacimiento: esta fase se refiere a la difícil y complicada trayectoria que sigue el petróleo dentro del yacimiento a miles de metros de profundidad a través de



los microcanales de roca porosa y permeable hasta llegar al fondo del pozo, gracias a la presión o energía natural que existe en el yacimiento. Producción en el pozo: una vez que el petróleo o el gas llega al fondo del pozo, continúa su recorrido por la tubería vertical de producción (tubing) hasta alcanzar la superficie. A medida que el petróleo asciende (bien sea por medios naturales o por métodos de levantamiento artificial) la presión disminuye y ocurre la liberación del gas originalmente disuelto en el crudo. Recolección de fluidos: después que el petróleo y el gas de cada uno de los pozos del yacimiento ha alcanzado la superficie, se recolecta mediante un sistema de líneas de flujo que van desde el cabezal de los pozos hasta los manifolds de las estaciones de flujo, bien sea por líneas individuales o por líneas troncales. Separación de fluidos: en las estaciones de flujo, el petróleo y el gas producidos por los pozos entran a los separadores donde se completa la separación del gas que aún quedaba mezclado con el petróleo. Al salir por los separadores, el petróleo y el gas siguen rutas diferentes para cumplir con los distintos usos y aplicaciones establecidas. Almacenamiento y fiscalización de Crudo: los diferentes tipos de petróleo que llegan a las estaciones de flujo son bombeados a través de las tuberías hasta los tanques de recibo u otros equipos. Allí, el Crudo es tratado, eliminándole el agua y la sal, colocándolo bajo especificaciones comerciales de venta a los respectivos clientes (refinerías internas o para exportación) Transporte de Crudo: el crudo limpio (sin agua y desalado) almacenado en los tanques de despacho, se envía a través de los oleoductos o carrotanques a las refinerías del país y a los terminales de embarque para su exportación a los mercados internacionales. Embarque a exportación: el petróleo que llega a los terminales de embarque, ya fiscalizado y cumpliendo especificaciones de calidad, es cargado a la flota tanquera para su envío a los distintos mercados del mundo. Todos los PROCESOS anteriores de producción de fluidos, tanto de subsuelo como los de superficie, deben realizarse de acuerdo con:

Las características de los fluidos producidos y su destino final (clientes).

En armonía con el medio ambiente.

Observando los aspectos de seguridad



Al mejor costo beneficio y adecuado factor de recobro, aplicando las mejores prácticas operativas.

2.1. FACILIDADES DE PRODUCCION Conjunto de instalaciones o equipos interrelacionados requeridos en un campo petrolero para: Recolectar y Separar el producto proveniente de los pozos en tres componentes o fases, (aceite, gas y agua). Convertir dichas fases en productos comerciales o disponerlas de una manera que no perjudique al medio ambiente. Dichas instalaciones están compuestas por: tanques, bombas y tuberías donde se recolecta la producción de varios pozos para enviarla a otros sitios según las “operaciones de superficie” que se realicen. OPERACIONES DE SUPERFICIE. Incluye todos los procesos de: extraer y recoger los fluidos de cada pozo, separarlos, tratarlos, medirlos y entregarlos a sus destinos respectivos, según los requerimientos de los clientes. Los fluidos provenientes de los pozos pueden ser: crudo, gas, agua, sedimentos y otras impurezas. Se requiere: • Extraer los fluidos producidos del yacimiento de forma que se optimice el recobro

económico. • Tratar dichos fluidos para entregarlos en las condiciones de calidad adecuadas para

su transporte o venta. • Disponer de los productos efluentes (agua, natas) minimizando el impacto

ambiental. • Garantizar la seguridad, continuidad y eficiencia de las operaciones. Quienes son los clientes para: El crudo: ____________________ ___________________ __________________ El gas: _____________________ ___________________ ___________________ El agua: ____________________ ___________________ ___________________. El objetivo de una facilidad de producción incluye todo el proceso eficiente y seguro de: producir y recoger los fluidos de cada pozo; separarlos, tratarlos, fiscalizarlos y entregarlos en condiciones de ser utilizados para sus posteriores procesos a sus destinos respectivos, de acuerdo con los requerimientos de los clientes.



En las Baterías de producción: • Se realizan: Procesos. • Se controlan: Variables. • Se utilizan: Equipos • Se aplican: Procedimientos

Figura 2. 2 – Facilidades para la separación y tratamiento de fluidos

PROCESOS PRINCIPALES EFECTUADOS EN SUPERFICIE.

Centralizar la producción de pozos

Separar el crudo del gas

Tratar el crudo (incluye lavado para retirarle la sal presente)

Probar producción de pozos.

Inyectar químicos (desemulsificantes, antiespumantes, inhibidores de corrosión)

Almacenar el crudo

Fiscalizar la producción

Transferir la producción a oleoductos

Tratar los residuos de agua producida

Deshidratar el gas húmedo

Tratar y comprimir el gas En cada Proceso se tienen variables importantes que se deben medir y controlar.

PRINCIPALES EQUIPOS Y ELEMENTOS REQUERIDOS. Para cumplir con el objetivo de recibir y tratar los fluidos producidos en un campo petrolero en forma eficiente y entregarlos fiscalizados, en condiciones de ser utilizados



en los procesos de refinación o exportación de crudos, en armonía con el medio ambiente, se debe disponer de los siguientes elementos y equipos básicos:

Líneas de flujo.

Múltiple de producción (Manifold)

Separadores (general y de prueba)

Tratadores térmicos

Inyectores de químicos

Tanques de lavado y almacenamiento

Tanques para pruebas de pozos

Bombas de transferencia

Unidades de medición (LACT)

Sistemas de tratamiento de agua

Piscinas de tratamiento de agua

Sistemas de recolección y manejo de gas

Compresores de gas y de aire.

Sistemas de seguridad y contra incendio

Controles remotos de medidas y alarmas.

Sistema de comunicaciones

Facilidades para los operadores y personal de mantenimiento. Para cada proceso y operación de los equipos se tienen PROCEDIMIENTOS. 2.2. TIPOS DE FACILIDADES DE SUPERFICIE: BATERÍAS

Una batería es una estación centralizada de recolección, separación, tratamiento, fiscalización y bombeo de los fluidos extraídos de los pozos. Una batería se diseña para manejar determinado número de pozos, generalmente de características similares de producción y proximidad. Por lo tanto, pueden existir varias baterías para atender la totalidad de pozos de un campo o yacimiento.

La localización de una batería se selecciona comparando las ventajas y desventajas de varios sitios alternativos. Entre los principales factores de selección, se pueden mencionar los siguientes:

Condiciones del terreno y estudio de suelos.

Aproximación o cercanías a los pozos actuales y los que se prevean en el futuro, con el fin de evitar pérdidas innecesarias de presión de los pozos.

Facilidad de acceso y costo de transporte y equipos, materiales, servicios y personal.

Disponibilidad de agua para lavado, limpieza, sistema contra- incendio, agua de enfriamiento y agua potable.

Facilidad de eliminación de desechos, evitando la contaminación ambiental.



Disponibilidad de combustible y energía eléctrica.

Datos climatológicos: condiciones severas de viento, inundaciones, tempestades.

Lejanía a centros residenciales, rurales y urbanos. En la siguiente gráfica se presentan los diferentes tipos de “baterías de producción”.

Figura 2.3 - Tipos de Baterías de producción.

Las baterías pueden estar atendidas por personal en forma permanente en turnos de operación o por recorredores de baterías, según el grado de automatización de los instrumentos de control previstos en cada una de ellas. Localización y distribución de las Baterías en un campo de producción. Una batería centralizada a la cual llegan los diferentes pozos productores.



Varias baterías en el mismo campo para recibir crudos diferentes, presiones diferentes o debido a su extensión o volumen producido de fluidos y condiciones especiales de producción.

En el diseño conceptual e ingeniería básica, los ingenieros de proceso conjuntamente con los ingenieros de yacimientos, analizan detalladamente las necesidades de las facilidades de superficie requeridas para producir un campo petrolero. NOTA: Es una buena práctica proyectar las facilidades de superficie de acuerdo con el desarrollo futuro del campo y prever cambios operacionales de tal manera que no interfieran con las operaciones actuales y considerando el mejor “costo beneficio”. Se debe tener en cuenta que las condiciones de producción de fluidos provenientes de un campo petrolero son cambiantes con el tiempo según la etapa de producción primaria, secundaria o mejorada de cada campo. En un MAPA DE PROCESOS de producción se reflejan todos los procesos requeridos en un campo petrolero para la explotación de los hidrocarburos, tanto los procesos productivos, como los procesos de soporte. Se requiere de una buena comunicación para lograr calidad, disponibilidad y cumplimiento en todas las operaciones de superficie que se realicen.



En el ejercicio No. 3 se resumen los procesos, variables a controlar, equipos utilizados y procedimientos requeridos en una facilidad de producción.



Ejercicio No. 3: Completar el cuadro de: Procesos, variables del proceso, equipos y procedimientos existentes en su campo.

PROCESOS VARIABLES EQUIPOS PROCEDIMIENTOS Recolección de Fluidos

P, Q, T, Químicos

Cabeza pozo, líneas de flujo, mánifold de producción, etc.

Abrir Pozos.

Cerrar Pozos

Probar pozos

Separación de fluidos

Tratamiento de crudo

Tratamiento de Gas.

Tratamiento de aguas.



2.3. SISTEMA DE RECOLECCION DE FLUIDOS. En un campo Petrolero, los sistemas de recolección consisten en el conjunto de tuberías, equipos e instalaciones necesarias para movilizar el petróleo crudo y el gas producidos, desde la cabeza del pozo, hasta las baterías de producción. Para poder controlar y manejar la llegada de los diferentes fluidos que se producen de un yacimiento, es necesario instalar una serie de válvulas y controles en la cabeza de cada uno de los pozos productores. En superficie generalmente, cada pozo cuenta con una línea de flujo que conduce los fluidos producidos hasta un sistema centralizado de separación (recipiente) de líquido-gas y de este recipiente (separador), se desprenden los diferentes flujos (gas, aceite y agua) hacia otros procesos y tratamiento.

COMPONENTES DEL SISTEMA:

Cabeza de Pozos

Líneas de Flujo

Mánifold o Múltiple de producción.

FIGURA 2.4. Esquema de un sistema de recolección de fluidos de un pozo.

En general, en cada campo productor pueden existir, en mayor o menor escala, los siguientes elementos que conforman las facilidades requeridas para recoger y separar los fluidos provenientes de los diferentes pozos productores: CABEZA DEL POZO: consiste en una serie de válvulas que se instalan en un pozo productor, normalmente denominada “árbol de navidad”, al cual se conectan las líneas de flujo. El árbol de navidad lo conforma: la válvula master inferior y superior, swab, wing y choque ajustable.



En la cabeza de pozo generalmente se miden algunas variables tales como: presión del tubing y del casing, temperatura, BS&W y se toman muestras de fluidos.

LÍNEAS DE FLUJO: son tuberías por las cuales se va a transportar los fluidos producidos, desde la cabeza del pozo, hasta el “mánifold” o múltiple de llegada del crudo a las estaciones de recolección y tratamiento que se hayan establecido para este fin. El sitio a donde llega la producción de varios pozos de petróleo de un campo se le denomina “manifold” o “múltiple” de llagada a una estación de recolección o tratamiento.

Se pueden tener líneas de flujo individuales de cada pozo o un colector general al cual se van conectando los diferentes pozos hasta llegar al siguiente proceso (separación de fluidos), tal como se muestra en el esquema anterior de recolección de fluidos y múltiples de producción.

Figura 2.5 CABEZA DE POZOS Y LINEAS DE FLUJO.



Líneas de flujo individuales que llegan a un múltiple de producción (disposición tradicional)

Sistema de recolección por líneas comunes que llegan al múltiple (disposición de avanzada)

EL MANIFOLD DE PRODUCCION: también se le denomina “Múltiple de Producción”, consiste básicamente en una serie de facilidades y válvulas que permiten recibir y controlar adecuadamente la producción de los diferentes pozos que conforman un campo petrolero. En el manifold de llegada de pozos es un punto de distribución de los fluidos dependiendo del número de pozos alineados en dicho manifold. Desde allí se pueden enviar los fluidos provenientes de los pozos a los separadores de crudo y gas, o a los tanques de almacenamiento y separación de crudo y agua y permiten poner a prueba de producción de cada pozo para conocer su potencial productor.

Los fluidos de los diferentes pozos productores de un campo petrolero se transportan a través de las líneas de flujo que se conectan a la cabeza de cada pozo hasta llegar al Manifold para luego pasar a las estaciones de recolección, sistemas de separación de crudo-gas-agua, tratamiento del crudo, almacenamiento de fluidos y sistema de recolección, tratamiento y compresión de gas.

.

Flautas.

Colector para recirculación.

Colectores de fluido hacia los separadores.

Válvulas de corte.

Válvulas cheque.

Otros accesorios

Figura 2.6 Manifolds o Múltiples de Producción.

SSeerriiee ddee ffaacciilliiddaaddeess yy

vváállvvuullaass qquuee ppeerrmmiitteenn

rreecciibbiirr yy ccoonnttrroollaarr

aaddeeccuuaaddaammeennttee llaa

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ccaammppoo pprroodduuccttoorr..

CCoommppoonneenntteess



Funciones de los Múltiples:

Recibir los fluidos provenientes de los pozos.

Desviar o enviar los fluidos hacia separadores, tanques u otros sitios de destino.

Inyectar químicos para tratamiento de fluidos.

Toma de muestras, instalación de manómetros, termómetros u otros accesorios para determinar características de los fluidos.

Múltiples para diferentes presiones: si en un campo se manejan pozos con diferentes presiones en cabeza de pozos, se tienen múltiple para diferentes presiones

Caudal de fluidos a recibir.

Características de los Fluidos

Diámetro óptimo con memores caídas de producción.

Velocidad que no cause erosión.

Número de pozos a recibir y futuras expansiones.

Fácil manejo del operador y espacio adecuado para maniobrar. Medidas típicas que se toman en los Pozos:

Presión y temperatura de fondo

Presión y temperatura en cabeza de pozo

Caudal de fluido en barriles por día

Producción de gas, aceite y agua

Análisis de laboratorio

Medidas y fiscalización en tanques.

LA LONGITUD DE LA LÍNEA DE RECOLECCIÓN ES FUNCION DE:

Número de baterías



Espaciamiento entre pozos

Características del petróleo

Localización de la batería

DIAMETRO DE LA LÍNEA DE RECOLECCIÓN DE FLUIDOS:

Diámetro óptimo para que los fluidos vayan en flujo laminar.

Diseño: flujo multifásico horizontal

Características y Dimensiones de los Múltiples según condiciones de cada campo. Ejercicio No. 4: analizar las ventajas y desventajas sobre las disposiciones: tradicional y de avanzada, en baterías de producción y tratamiento de fluido en campos petroleros en cuanto a: número de baterías requeridas, líneas de flujo, diseño, facilidades y conversiones futuras, eficiencia de producción, prueba de pozos, mantenimiento, control de la producción, etc. 1. Disposición Tradicional de Baterías de producción y líneas de flujo individuales.

VENTAJAS DESVENTAJAS

2. Disposición de avanzada de Baterías y líneas troncales.




2.4. DISEÑO DE UN SISTEMA DE RECOLECCIÓN:

Al diseñar un sistema de recolección se debe tener en cuenta particularmente, la distancia de los pozos a la estación de producción y el número requerido de dichas estaciones. Hay que aprovechar la máxima ventaja del flujo por gravedad, lo cual permite un mínimo consumo de potencia y una mínima pérdida de producción. Para lograr esto, es necesario localizar las estaciones o baterías de producción en sitios que permitan aprovechar al máximo el flujo por gravedad desde los pozos, partiendo de un plano topográfico del área con curvas de nivel en el cual están localizados todos los pozos. Es evidente que el panorama final del diseño de un sistema de recolección, entran otras consideraciones que pueden modificar el diseño. Los sistemas de recolección del petróleo crudo pueden ser sencillos o múltiples de acuerdo a que se diseñen para manejar un tipo de crudo, o varios tipos o calidades de crudos. Por ejemplo, en un campo pueden producirse dos petróleos de gravedades API o contenido de emulsión, sedimentos o sal muy diferentes, lo cual hace aconsejable recogerlos y tratarlos separadamente por conveniencia y economía. Las tuberías que utiliza un sistema de recolección son de dos tipos principales: líneas de flujo o de disparo y líneas troncales. Las líneas de flujo llevan el petróleo de la cabeza del pozo a la subestación, y los tamaños dependen de las ratas de producción diaria de cada pozo; en Colombia los tamaños más comunes son 2, 3 y 4 pulgadas de diámetro nominal. Las líneas troncales transportan el petróleo de un o varias estaciones de recolección hasta la planta de deshidratación o a una estación central; en Colombia los tamaños mas comunes son 4, 6 y 8 pulgadas de diámetro nominal. En cuanto a construcción se refiere, las líneas utilizan tuberías sin o con costura, pueden ser para roscar o para soldar eléctricamente; en la actualidad este último sistema es el más empleado.

Baterías de Producción y Procesos de Tratamiento de Fluidos: equipos donde se hace los procesos de separación y tratamiento de crudo, manejo del gas asociado y el agua que se ha separado del crudo, además de otras facilidades industriales requeridas en las instalaciones de superficie para realizar dichos procesos.



CAPÍTULO 3

FACILIDADES PARA SEPARACION DE FLUIDOS EN SUPERFICIE.

Figura 3. 1 - Esquema General de extracción y separación de fluidos

3.1. FACILIDADES PARA LA SEPARACIÓN DE GAS. Los fluidos provenientes del pozo están compuestos por: petróleo, vapor de agua, condensado, niebla, gas libre. Parte de este flujo que cambia de líquido a gas debido a la continua reducción de presión y temperatura que experimentan los fluidos desde que salen del yacimiento, ascienden por el pozo y son conducidos a través de líneas en superficie. Generalmente los fluidos que llegan a superficie, vienen con gas libre o gas en solución, por lo cual es necesario hacer pasar los fluidos por un sistema de separación, bien sea para separar el gas del crudo y también para separar el crudo, el agua y sedimentos. Para efectuar este proceso, en las estaciones de recolección y tratamiento de fluidos (baterías), se dispone de “separadores de crudo gas o crudo, agua y gas”, dependiendo de las condiciones con que los fluidos lleguen a superficie. Separación: es una operación unitaria realizada en las facilidades centrales de producción para segregar los fluidos que llegan de los pozos. Que es un Separador?: los separadores de petróleo y gas son recipientes cerrados utilizados para separar mecánicamente líquido y gas de una corriente combinada de estos fluidos a determinadas condiciones de presión y temperatura.



Estos separadores consisten en unas vasijas de una determinada capacidad de manejo de fluidos a las condiciones de presión y temperatura, con sus conexiones de entrada y salida de fluidos y unos elementos internos dispuestos dentro de la vasija para cada necesidad.

Figura 3. 2: Separador trifásico horizontal.

Adicionalmente estos separadores tienen su instrumentación y dispositivos de control de seguridad para operar en forma continua y segura.

El proceso de separación puede variar desde la remoción de gas que contiene la fase líquida hasta la deshidratación del gas, ya que el líquido lleva burbujas de gas y este lleva gotas de líquido. La separación física de estas fases es una de las operaciones básicas en producción, procesamiento y tratamiento de crudo. Esta se hace mas fácil entre mayor sea la diferencia de gravedad específica o densidad que existe entre los fluidos. La eficiencia de la separación se mide por la eliminación de líquido presente en el gas que llega al separador y la ineficiencia por lo tanto, está indicada por el líquido arrastrado en la corriente de gas o de vapor, una vez realizada la separación. El proceso de separación es afectado por: la temperatura, la presión y la densidad de los fluidos. Existen en el mercado separadores, medidores automáticos que permiten la separación confiable de fluidos y la medición precisa de líquidos y gases. También existen separadores tipo filtro que garantizan alta eficiencia de separación de partículas sólidas presentes en la corriente de gas, de un micrón o mayores, según los requerimientos de la corriente de gas.



En el proceso de separación, los factores principales que ayudan a la separación de fluidos es la “gravedad” y la “coalescencia”, aprovechando las diferencias de densidades de los fluidos que se van a separar.

Principios de Separación de fluidos en los separadores.

Elementos internos y externos de un separador de fluidos.

Figura 3. 3. Esquema de un proceso de separación de fluidos en un separador.

Principios de Separación Gas-liquido: CAMBIO DE MOVIMIENTO (MOMENTUM): separación de dos fases causada por el cambio de dirección repentina de la corriente de flujo. GRAVEDAD: Separación de dos fases causada por la diferencia en peso. Las partículas pesadas caen al fondo de la vasija; las livianas ascienden en el separador. COALESCENCIA: las partículas muy pequeñas pero pesadas que no pueden ser separadas inicialmente por gravedad por que son arrastradas por las más livianas, si se hacen chocar entre sí originan partículas más grandes que finalmente caen por gravedad al fondo del separador. 3. 2 - SECCIONES DE UN SEPARADOR GENERAL. 1. Sección de separación primaria Entrada de los fluidos: los cuales chocan contra una platina o bafle (placa deflectora), para favorecer la separación del gas. Estas platinas o bafles pueden ser de varias



clases y formas pero su función básica es redireccionar el flujo y disipar la energía de los fluidos que entran al separador.

Figura No. 3. 4 Proceso de Separación de Fluidos en un Separador.

En esta sección se remueve la mayor parte del líquido de la corriente que entra. Las partículas de gas más grandes se eliminan para minimizar las turbulencias de los gases y la recombinación de las partículas en el líquido. Para hacer esto, se cambia la dirección y velocidad de flujo. La fuerza centrífuga, creada tanto por el deflector de entrada como por el entubado interno, facilita el cambio de dirección de flujo y la reducción de la velocidad de la corriente del líquido. Elementos para la separación Primaria: el desviador de entrada. Cambia la dirección del flujo. Produce casi la separación total (Separación Flash) hasta un 70% del gas del líquido. La separación en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo. El cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos al separador; o bien, instalando adecuadamente una placa desviadora a la entrada.



2. Sección de separación secundaria. Luego que se ha reducido la velocidad del líquido, la gravedad tiende a separar del gas las gotas más grandes de líquido en la sección de separación secundaria. La eficiencia de esta sección depende del gas, las propiedades del líquido, el tamaño de las partículas y el grado de turbulencia. Sección de sedimentación por goteo. Caen las gotas mayores de 100 a 400 micrones de diámetro. En esta, se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la turbulencia del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente longitud y tiempo de residencia. 3. Sección de extracción de la neblina de aceite Antes que el gas salga del recipiente del separador, el extractor de neblina de aceite atrapa las gotas más pequeñas de líquido en la separación final. En esta sección se separan del flujo de gas, el 99% de las gotas pequeñas de líquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del separador. El dispositivo utilizado en esta sección, conocido como extractor de niebla, está constituido generalmente por un conjunto de veletas o aspas, por alambre entretejido, o por tubos ciclónicos. A través del Demixer o malla (extractor de neblina) pasa la corriente de gas liberado, y en la cual quedan atrapadas las pequeñas gotas de líquido presentes en la corriente de salida del gas. Estos “demixers” los hay de diferentes estructuras pero su principal función es crear un camino tortuoso de la corriente de gas de salida para hacer que se queden atrapadas las gotas de líquido y por coalescencia, caigan a la sesión de retención de líquidos. 4. Sección de acumulación de líquido Los líquidos liberados se acumulan en esta sección. Estos líquidos experimentan una perturbación mínima por parte de la corriente del fluido que entra. En ésta sección, dos cosas determinan la capacidad: el aumento inesperado del flujo de líquido y el tiempo que éste debe permanecer para el eficiente desprendimiento del gas de la solución (tiempo de retención).



Tiene dos funciones principales:

Acabar de separar el gas del líquido.

Servir de cierre hermético en el fondo del separador. La sección acumuladora de líquidos debe tener suficiente volumen para manejar los fluidos de tal manera que se garantice el “tiempo de residencia” requerido para la separación eficiente de estos fluidos.

Figura No. 3. 5 Esquema de las sesiones de un separador trifásico.

Controles de salida de los fluidos: control de salida de gas y controles de interfase agua – aceite. Controles de presión y temperatura.

3. 3 - CLASES DE SEPARADORES. De acuerdo con su configuración o forma, generalmente los separadores se clasifican en:

Horizontales, Verticales, Esféricos o centrífugos. De igual forma, por los fluidos que separan, se clasifican en:

Bifásicos: separan gas de líquido.

Trifásicos: separan gas, petróleo y agua (sedimentos) Por su utilización en la Batería.

Separadores generales

Separadores de Prueba.



Por las condiciones de Operación. Separadores de alta, media y baja presión. 3. 4 - COMPONENTES DE LOS SEPARADORES. Los componentes básicos de un separador son: Elementos externos: carcasa con sus tapas, entrada y salida de fluidos, instrumentos de control de presión y temperatura, nivel de fluidos, sistema de seguridad, discos de ruptura, de acuerdo con la presión de trabajo. Indicador de nivel: utilizado para observar el nivel de líquidos que tiene el separador. Su funcionamiento está basado en el sistema de vasos comunicantes. Válvula automática reguladora de nivel: cuenta con un control neumático, el cual es accionado a su vez por un flotador que va dentro del separador. Válvula automática reguladora de presión: esta válvula regula la presión de operación en el separador. Es accionada por un control neumático Elementos internos de los separadores: desviador de entrada (placa deflectora), quebradores de olas, platos antiespumantes, quebrador de remolinos, extractor de niebla, entre otros elementos requeridos para lograr una separación eficiente

FFiigguurraa NNoo.. 33.. 66 CCoommppoonneenntteess ddee llooss sseeppaarraaddoorreess



3. 5 OPERACIÓN Y CONTROL INSTRUMENTACION Y DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD DE LOS SEPARADORES Los separadores de producción funcionan utilizando las propiedades naturales del gas y de los líquidos. Los líquidos más pesados caen en la sección de acumulación, mientras que los gases se elevan. Si el nivel de los líquidos no se controla debidamente, éste podría salir accidentalmente por el orificio de salida del gas.

Controladores del nivel de los líquidos El controlador del nivel de los líquidos reacciona con el nivel de acumulación. Este control podría ser un flotador, un contador o un dispositivo neumático conectado a la válvula que controla el nivel del líquido. Esto previene que los niveles de los líquidos suban demasiado alto y que salgan por el orificio de escape del gas. Estos controles también previenen que el nivel del crudo disminuya extremadamente en volumen haciendo que el gas salga también por el orificio de salida del crudo. Válvula automática reguladora de nivel: cuenta con un control neumático, el cual es accionado a su vez por un flotador que va dentro del separador. Cuando el nivel en el separador se sube, el flotador pasa la señal al control de nivel y éste deja pasar presión al diafragma de la válvula automática haciéndola abrir, Cuando el nivel baja el control corta la presión que actúa sobre el diafragma y la válvula se cierra.

Controladores de presión del gas Los controladores de presión de los gases podrían ser controladores externos o válvulas de contrapresión cercanas al separador. Estos controles también podrían ser otros tanques, válvulas o reguladores. Las válvulas de contrapresión podrían ser controladas por el peso, por un resorte a presión o por un piloto. La presión del separador es mayor que la del tanque de almacenamiento, pero menor que aquella en la boca del pozo. Esta diferencia de presión es necesaria para separa gases de líquidos. Los controladores de presión de los gases son regulados de manera que los gases salgan sin ningún problema y los vapores permanezcan en su estado líquido. Válvula automática reguladora de Presión: esta válvula regula la presión de operación en el separador Es accionada por un control neumático. Cuando la presión en el separador aumenta, el control corta la señal de presión de suministro sobre el diafragma de la válvula haciéndola abrir, descargando el gas a la tea.



Figura 3.7: Elementos de Control de un Separador.

Dispositivos de seguridad Dependiendo de la localidad y el servicio del separador, éste podría tener orificios, válvulas de escape y cabezas de seguridad. Estos dispositivos están diseñados para proteger a la vasija del separador de presiones extremas. Tanto la válvula de escape como el orificio de escape son activados antes de que la presión exceda la máxima presión del tanque del separador. Los discos de ruptura también ayudan en la salida de presión. Estos están diseñados para funcionar paralelamente con el orificio y la válvula de escape. El disco de ruptura tiene una presión de explosión mayor que la válvula de escape, sin exceder más de 1.5 veces la presión límite del separador. Los dispositivos de seguridad de los separadores sirven para prevenir presiones extremas. Los dispositivos de seguridad de los separadores deben ser mantenidos por el personal debidamente entrenado. Si algún dispositivo de seguridad tiene que cambiarse, éste debe ser idéntico al dispositivo original. Selección del Número de Separadores: Para conocer el número de separadores a ser instalados en la estación de recolección es necesario tener en cuenta los siguientes parámetros: Número de pozos, Producción de crudo (Qo), Tiempo de prueba de los pozos, Cantidad de agua libre (Qw), Cantidad de agua emulsionada (Qwe), Producción de gas (Qg), Presión de operación versus presión de entrada de los pozos al múltiple.



Figura 3.8: Dispositivos de seguridad de un Separador.

Comparación entre diferentes tipos de separadores:

HORIZONTAL VERTICAL ESFERICO

Eficiencia de separación 2 3

Estabilización de fluidos separados 1 2 3

Adaptabilidad a variación de condiciones (cabeceo)

1 2 3

Flexibilidad de operación (ajuste del nivel de líquidos)

2 1 3

Capacidad (mismo diámetro) 1 2 3

Costo por capacidad de unidad 1 2 3

Manejo de materiales extraños 3 1 2

Manejo de aceite emulsionado 1 2 3

Uso portátil 1 3 2

Instalación plano vertical 1 3 2

Instalación plano horizontal 3 1 2

Facilidad de inspección 2 3 1

Inspección y mantenimiento 1 3 2

1 - Más favorable. 2- Intermedio 3- Menos favorable

EJERCICIO No. 5: Analizar las ventajas y las desventajas de los separadores Verticales y Horizontales para una facilidad de producción.



1. SEPARADORES VERTICALES.


2. SEPARADORES HORIZONTALES.


3. 6. DISEÑOS ESPECIALES DE SEPARADORES. FREE WATER KNOCKOUT: utilizados para separar grandes cantidades de agua libre. Normalmente se instalan antes de los separadores generales para hacer más eficiente el proceso de separación del gas DEPURADORES O SCRUBERS: se utilizan para retirar líquidos de una corriente de Gas. FILTRO SEPARADOR: el objeto de un separador filtro es obtener un gas muy limpio, a partir de una corriente de muy alta relación vapor/líquido, la cual puede contener líquidos en gotas indeseables o libre, sólidos como arena, parafina, residuos de corrosión y otros.

Filtro separador.



Figuras 3. 9: Diseños especiales de Separadores SEPARADOR DE PRUEBA. PROPÓSITO: Medir el potencial de producción de cada pozo. TIPO: Bifásico, trifásico, horizontal, vertical. CAPACIDAD: Potencial del pozo de mayor producción x F (Factor de Seguridad) TIPOS DE MEDICIÓN: Manual, automática, electrónica, etc. PRESIÓN Y TEMPERATURA: Condiciones del yacimiento. 3.7 SEPARACION DE GAS POR ETAPAS. Cuando los fluidos que llegan a una estación de recolección tienen alta presión y alta relación gas-aceite es conveniente utilizar un sistema de dos o tres etapas de separación denominadas alta, media y baja presión, con el objeto de obtener la mayor cantidad de separación de los componentes livianos que conforman la fase gaseosa. Ventajas de la separación de gas por etapas.

Pérdida mínima en fracciones livianas del petróleo y en gravedad API. Ahorro considerable porque se evita la recompresión de buena parte del gas. Operación más técnica del campo por la contrapresión mantenida sobre los

pozos resultante en una rata más uniforme de producción. Algunos parámetros que se toman en cuenta para tomar esta determinación son:

• Determinar caudal de líquido y gas separados en cada etapa mediante cálculos de separación instantánea.



• Efectuar un balance económico con base en las utilidades que se obtienen por le adición de un nuevo separador, comparada con el valor del equipo a instalar y los consecuentes costos de operación y mantenimiento.

• Hacer una proyección del potencial del yacimiento y el comportamiento de la declinación de la presión de dicho yacimiento.

La presión del separador controla la presión de succión en el compresor y está directamente relacionado con los requerimientos de potencia (HP) del compresor:

HP = 23 ( R )1/n ( n ) ( q )

R = razón de compresión =

Pr arg

Pr

esion de desc a

esion de succion n = número de etapas de compresión (hacer coincidir con las etapas de

separación del gas. q = millones de pies cúbicos normales por día. (para R entre 4.5 - 20, usar dos etapas)

Por consiguiente, la presión del separador no debería disminuir o incrementarse indiscriminadamente sin haber llevado a cabo el análisis del sistema sobre el sistema completo de bombeo y en particular sobre la línea de flujo en la cual también se pueden encontrar “restricciones anormales” 3. 8 DISEÑO DE SEPARADORES Tanto los separadores horizontales como los verticales se diseñan en un amplio rango de especificaciones en cuanto a tamaño de la vasija (longitud y diámetro) y de sus internos, de acuerdo con las necesidades especificas para cada aplicación. Se diseñan teniendo en cuenta la relaciones gas liquido a separar y las áreas interfaciales de aceite agua, para el caso de los separadores trifásicos. Diferentes criterios de diseño se deben usar en la selección y tamaño del separador, basándose en la corriente de salida en la cabeza de pozo, que tiene en cuenta la composición del fluido mezcla. En el caso de pozos de baja presión, la fase líquido será mayor en volumen que la fase gaseosa. En el caso de pozos de alta presión de gas destilado, el volumen de gas será mayor comparado con la fase líquida. El líquido producido con gas a alta presión es generalmente un hidrocarburo de alta gravedad API (liviano), usualmente referido a los condensados o destilados. Sin embargo ambas clases de pozos pueden contener agua libre.



Consideraciones para el diseño de un separador.

Tipo de fluidos a separar: gravedad API del crudo, contenido de BSW y agua a retirar.

Función básica que va a cumplir: scruber, Slug catcher.

Volumen de fluidos a procesar

Tiempo de retención. Existen tablas que orientan que tipo de separador se requiere para cada caso: de acuerdo con la rata de flujo de gas, versus la presión de operación para unas condiciones de gravedad específica del petróleo y temperatura, se puede establecer el diámetro requerido de la vasija.

Figura 3.10: Diseño de los Separadores.

Tener en cuenta que los cambios de las variables con el tiempo o vida útil del separador afectan su eficiencia de Separación.

Se deben hacer los ajustes de Presión, Caudal y tiempo de retención para que el separador trabaje en forma eficiente. (ajustar diseño a condiciones operacionales).

La presión de la operación del separador depende de la presión de flujo y de las cantidades relativas de crudo y gas natural. Un cambio en la presión de la separación produce un cambio en la densidad del líquido y gas, en la velocidad permisible y en el volumen real del flujo. El efecto neto de un



aumento de presión es un aumento en la capacidad del gas del separador, expresada en pies cúbicos estándar (SCF). La temperatura afecta la capacidad del separador a medida que afecta los volúmenes reales de flujo y las densidades del gas y del líquido. El efecto neto de un aumento de la temperatura de separación produce una disminución de la capacidad del separador. La eficiencia de separación depende las densidades del gas y del líquido. Un separador que opera a temperatura, presión y composición de flujo constante, tiene una capacidad de gas proporcional a la raíz cuadrada de la diferencia de densidades de líquido y gas dividido por la densidad de gas. Las capacidades volumétricas de los separadores suponen separación por gravedad de gotas mayores de doscientas micras en la sección de separación secundaria, gotas más pequeñas se remueven en el extractor de niebla. La máxima velocidad del gas para la separación de las partículas líquidas de ciertos diámetros se basa en las propiedades físicas del líquido y el gas. Una partícula que cae por acción de la gravedad se acelera hasta que la fricción o roce sobre la partícula, debido a choques con el gas, iguala al peso de la partícula. Cuando estas dos fuerzas son iguales la partícula caerá a velocidad constante llamada velocidad de asentamiento. Cuando las partículas que caen son pequeñas, ellas alcanzan rápidamente su velocidad de asentamiento y estas velocidades se usan para determinar el tiempo necesario para que una partícula que cae recorra una distancia dada.

El objetivo para una ideal selección y diseño del separador es separar la corriente del pozo en liquido-gas libre y gas-liquido libre. Idealmente, el gas y el líquido alcanzan un estado de equilibrio a las condiciones existentes de presión y temperatura en el separador. Como generalmente no es económicamente justificable separar al estado de verdadero equilibrio, la industria acuerda estándares para el tiempo de retención del líquido para que el gas en solución se escape y el líquido llevado por el gas sea asentado. En algunos casos, el equipo de proceso y las condiciones corriente abajo del separador, dictamina el grado necesario de separación y el actual diseño.

Características de la corriente del pozo

Las siguientes características influencian la selección del contenedor, en adición a la obvia condición de las cantidades de líquido y gas a ser separados.

Composición del gas y el líquido en la corriente de entrada. Diferencias entre las densidades del gas y el líquido. Diferencias entre las viscosidades del gas y el líquido. Temperatura y presión a la cual la separación debe ser hecha.



Tamaño de las moléculas de líquido en la fase gaseosa y de gas en la fase liquida.

Identificación de impurezas y condiciones especiales tales como H2S, CO2, escala de la tubería, polvo, espuma, niebla, etc.

Ratas de flujo instantáneas Tiempo de retención o tiempo de residencia. El líquido puede mantenerse en el separador por un tiempo para que el gas y el líquido alcancen el equilibrio a la presión de trabajo. El tiempo de retención se define como el promedio de tiempo que una molécula de líquido es retenida en el separador bajo flujo tapón. En consecuencia, el tiempo de retención es el volumen de líquido almacenado dividido por la tasa de flujo líquido. Para la mayoría de aplicaciones un tiempo de retención entre 10 segundos y 3 minutos es suficiente. Cuando el crudo presenta espumas el tiempo de retención necesario puede ser cuatro veces más grande.

TIPO DE LIQUIDO

TIEMPO DE RETENCION

Mayores de 35° API 2 minutos

25<API<35 3-5 minutos

15<API<25 4-6 minutos

Espuma pequeña 4-6 minutos

Espuma moderada 6-8 minutos

Espuma severa 10 minutos

CONCLUSIONES:

El proceso de extracción, recolección, tratamiento, almacenamiento y fiscalización de crudo es bastante complejo y requiere de un diseño adecuado para obtener el mayor beneficio económico. Conocimiento de Procesos, equipos y Procedimientos.



El diseño de una estación recolectora requiere del conocimiento a fondo de los procesos físicos y químicos a los que se someten los hidrocarburos para su recolección, tratamiento y purificación.

El principio de separación física por diferencia de densidades es base de todos los diseños de los sistemas de separación a los que se somete el crudo. A mayor diferencia de densidades, más fácil la separación de fluidos y del gas.

La calidad y pureza tanto del crudo como del agua al final de los procesos permiten determinar la eficiencia del funcionamiento de todo el conjunto de equipos presentes en la estación recolectora.

Ante todo, los procesos deben ser limpios para evitar la contaminación del medio ambiente. Deben ser Seguros y evitar daños a las personas y a los equipos.

Figura 3.11 Esquema de posibles problemas presentados en Separación de Fluidos.

Problemas de espuma:

La corriente de fluidos que entra al separador contiene impurezas que forman espuma y pueden causar los siguientes problemas en la etapa de separación. Problemas mecánicos en los controladores de nivel ya que la espuma puede afectar

el control de le interfase gas-aceite.



La espuma reduce el volumen de separador ya que ocupa espacio que corresponde al crudo ó al gas.

Reduce la eficiencia ya que disminuye la separación gas-líquido y origina que parte

del gas sea arrastrado en la descarga del líquido del separador. El gas que sale en el líquido puede causar problemas posteriores.

Problemas de parafina: Este problema generalmente se presenta en crudos parafínicos ya que la operación del separador se puede afectar por la acumulación de parafina en el extractor de niebla ó en las platinas de la sección de acumulación de líquido. La parafina también puede causar problemas en los controladores de nivel.

Problemas de arena: Normalmente los fluidos que provienen de la formación productora pueden traer arena que causa los siguientes problemas en los separadores. Abrasión de las partes internas de las válvulas del separador. Abrasión en las líneas de descarga del separador. Acumulación de arena en el fondo del separador y posible taponamiento en las

salidas o descargas del líquido. Problemas de emulsiones: La formación de emulsiones en la interfase agua-aceite dificulta el control de nivel de la interfase y por consiguiente afecta los tiempos de residencia, disminuyendo así la eficiencia en la separación.

Arrastre de líquido en la fase gaseosa. Identificación: Aumento contenido de agua en el gas producido Origen:

Alto nivel del líquido

Daño partes internas, control de nivel

Distancia insuficiente, desviador de flujo - extractor de niebla

Diseño inadecuado por TR bajos

Taponamiento en las descargas

Daño en las válvulas de descarga

Alta turbulencia

Ajuste pobre en el control de nivel



Arrastre de Gas en la fase Liquida. Identificación: Presencia de espuma en la descarga de líquido Origen:

Bajo tiempo de residencia

Daño en la válvula de descarga de líquido

Daño en el control de nivel

Ajuste del control de nivel

Figura 3 - 12: Distribución de fluidos en un separador.

Ejercicio No. 6: De acuerdo con su experiencia de campo, determinar otros problemas de separación: su origen, consecuencias y soluciones o recomendaciones de tipo operacional, de mantenimiento, de seguridad y ambiental.

PROBLEMA IDENTIFICACION ORIGEN CONSECUENCIAS SOLUCIONES



CAPITULO 4

FACILIDADES PARA EL TRATAMIENTO DEL CRUDO E INYECCION DE QUIMICOS.

Que son las emulsiones y que tipos de emulsiones existen? Que entiende por agente emulsificante?

Enumere tres características de las emulsiones.

Métodos de tratamiento de crudo.

Que tipos de tratadores existen y para qué tipo de instalaciones se utiliza cada uno?

Enumere las ventajas y desventajas de los diferentes tratadores.

Condiciones para la adición de químicos en el proceso de producción de crudos.

Procesos para desalación de crudos.

Tratamiento del Crudo: proceso mediante el cual se separa el agua presente en el crudo, hasta los niveles de contenido de agua y sedimento establecidos en las especificaciones de los clientes o del mercado.

Figura 4.1: Tratamiento de crudo.

Una Vez que se ha separado el gas y el agua libre del crudo, en el Proceso de Separación, este crudo puede contener exceso de agua en emulsión y sal

El agua producida con el petróleo puede estar libre o emulsionada.

Agua libre: es aquella que se separa por gravedad en los primeros cinco minutos de reposo de la mezcla.

Agua emulsionada: es la formada por pequeños glóbulos que tienden a permanecer en suspensión más o menos en forma permanente.



4.1. FORMACIÓN DE EMULSIONES. La presencia del agua en la producción del crudo es inherente a este y por esta razón, es importante hablar de las emulsiones y su tratamiento. Antes de considerar los métodos para tratar la presencia de emulsiones en el crudo, es necesario entender claramente las propiedades físicas y químicas de las emulsiones y las teorías sobre su origen y formas de lograr su rompimiento o separación de las fases que conforman la emulsión.

El problema mas frecuente por la cual se requiere el tratamiento del petróleo crudo es la formación de emulsiones. Las emulsiones se forman por la presencia del agua de producción en el crudo, la existencia de agentes emulsionantes y agitación.

Emulsión: es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, es decir: líquidos que bajo condiciones normales no se mezclarían. Uno de los líquidos se encuentra dispersado dentro del otro en forma de gotas muy pequeñas, tan pequeñas que varían en tamaño desde partículas como 0.00001 mm (que sobre la cabeza de un alfiler pueden caber 50 ó más gotas), hasta glóbulos de varios milímetros de diámetro. Una gota de agua en un cuerpo de petróleo crudo tiende a tomar la mínima superficie, esto es, la forma esférica. Adicionalmente, la gota de agua tiende a reducirse al mínimo tamaño y por tanto a la mínima superficie que le sea posible. La medida de esta fuerza de la gota a encogerse es la llamada tensión superficial. En la medida que las gotas de agua se encuentran y unen, las gotas más grandes así formadas tienen menos área superficial que la suma de las áreas superficiales de las gotas más pequeñas, haciéndose más fácil si tratamiento. La agitación para que se formen las emulsiones, se puede presentar por uno o varios de los siguientes elementos que se encuentran a lo largo del recorrido de los fluidos desde el yacimiento, hasta los tanques.

Chokes y manifolds de producción

Caídas de presión en diferentes puntos.

Bombas

Curvaturas o restricciones en las líneas de flujo

Agitación normal del sistema de producción.

FASES DE UNA EMULSION. Las emulsiones son una combinación de dos líquidos mutuamente inmiscibles, uno de los cuales está disperso en forma de gotas en el otro llamado fase dispersa y el



líquido que rodea las gotas es llamado fase continua; las dos fases están unidas por un agente emulsificante.

4 2. TIPOS DE EMULSIONES. a. Emulsiones inestables (mecánicas) y estables. Esta es la primera clasificación de la las emulsiones de acuerdo con el grado de estabilidad. Las emulsiones inestables son mezclas puramente mecánicas de las cuales se separan rápidamente los dos fluidos después de un periodo de reposo, es decir, no ocurre emulsificación permanente de los dos líquidos; este caso se presenta cuando un petróleo crudo parafínico puro se mezcla con agua destilada y se agita en un recipiente cerrado. Las emulsiones estables son aquellas que no se rompen sin someterlas a alguna forma de tratamiento y requieren para su formación, la presencia de un tercer ingrediente: un agente emulsificante.

Figura 4.2: Agentes emulsificantes.

Este tipo de emulsión se presenta al mezclar agua con ciertos tipos de aceites (asfálticos), o cuando se encuentran presentes ciertas impurezas en el aceite o en el agua en que se mezclan.

Se necesitan tres condiciones para la formación de una emulsión estable, o sea, una emulsión que no se pueda romper sino por medio de algún tratamiento.

Los líquidos deben ser inmiscibles.

Debe haber suficiente agitación para que un líquido se pueda dispersar en el otro en forma de pequeñas gotas.

Debe estar presente un agente emulsificante.



b. Emulsiones flojas y apretadas Esta clasificación obedece a la facilidad o dificultad para romper la emulsión, es decir, separar los dos líquidos. La emulsión floja o débil se rompe fácilmente; la emulsión apretada o fuerte, es más difícil de romper. En la formación de uno u otro tipo de emulsión intervienen fundamentalmente estos factores: porcentaje y propiedades de los líquidos, tipo y cantidad de agente emulsificante, tamaño de los glóbulos y su dispersión (distancia que los separa), otras condiciones. c. Emulsiones normales e invertidas. Esta clasificación hace referencia a las fases de la emulsión. En una emulsión el líquido está en forma de pequeñas gotas se denomina fase dispersa o interna, el liquido que rodea las gotas dispersas se llama fase continua o externa. El agua y el aceite pueden estar en cualquiera de las dos fases, dependiendo del tipo de emulsificante presente principalmente y también de la producción agua-aceite. En producción de petróleo las emulsiones más comunes son del tipo agua en aceite, es decir, el agua forma la fase dispersa, y por eso se conocen como “emulsiones normales”. Las emulsiones de tipo aceite en agua son escasas y reciben el nombre de “emulsiones inversas”.

Figura 4.3: Tipos de emulsiones.



El grado en el cual una emulsión llega a ser estable depende de una variedad de factores. Estos son:

Estabilidad de la película del agente emulsionante.

Tamaño de las gotas dispersas.

Viscosidad de la fase externa o continúa.

Diferencia de densidad de los dos líquidos.

Relación de la fase dispersa a la emulsión total.

Envejecimiento de la emulsión. El agente emulsionante produce una película alrededor de las partículas dispersas creando una estabilidad de esa película o tensión superficial de magnitud variable. Es ésta película la que debe ser destruida o eliminada y descargada por un “agente desemulsificante o desestabilizador” para permitir que las gotas de agua sean atraídas unas con otras, causando choques que al final permiten la deseada coalescencia. 4.3. FACTORES QUE TIENEN INFLUENCIA EN LA FORMACIÓN Y CARÁCTERI

ZACIÒN DE LAS EMULSIONES.

Agentes emulsificantes en el aceite:

Los agentes emulsificantes comúnmente presentes en las emulsiones de petróleo incluyen: asfalto, sustancias resinosas, ácidos orgánicos solubles en aceite y otros materiales finamente divididos que con más solubles, humectables, o más dispersables en aceite que en agua. Algunos de estos materiales hallados en las emulsiones como agentes emulsificantes son: hierro, zinc, y sulfatos de aluminio, carbonatos de calcio, silicatos, sulfitos de hierro.

Estas sustancias generalmente se hallan en la interfase entre el aceite y las gotas de agua en la forma de una película alrededor de al gota de agua. Generalmente provienen de mismo yacimiento.

Las emulsiones pueden contener desde una traza hasta un 90% o más de agua. Pueden ser finas ó gruesas dependiendo de muchos factores que incluyen las propiedades de los líquidos, el porcentaje de cada uno y el tipo y la cantidad del emulsificador presente. En raras ocasiones las emulsiones producidas en los campos son invertidas, es decir, donde la fase dispersa es una gota de emulsión aceite-agua y la fase continua es el agua.



Porcentaje y salinidad del agua

El agua y el aceite pueden emulsionarse en proporciones muy variables, pero en cada petróleo crudo existe un porcentaje específico de agua que ocasiona máxima emulsificación. En cuanto a la salinidad, es importante por que afecta la tensión interfacial entre los dos líquidos, y entre estos el agente emulsificante concentrado en la interfase. Los cloruros solubles aumentan la tensión interfacial entre el agua y aceite, dificultando la emulsificación.

Características del aceite

Tipo de crudo, viscosidad, densidad y tensión superficial, son las características del petróleo crudo que tienen mayor influencia sobre la tendencia a formar emulsiones. Los crudos de base asfáltica o nafténica, que contienen sustancias asfálticas, emulsionan fácilmente, mientras que los crudos parafínicos muestran menor tendencia a hacerlo. Al aumentar la viscosidad y la densidad de los crudos aumenta la tendencia a formar emulsiones.

En cuanto a la tensión superficial, parece que es un factor importante, ya que al aumentar su valor, la facilidad de emulsificación también aumenta.

Presencia de gas o aire

Las emulsiones se forman más fácil y rápidamente y de una estabilidad mayor, cuando el gas natural o el aire se mezclan íntimamente con el aceite y el agua. Este hecho se explica por la mayor velocidad de flujo, condiciones de flujo más turbulento y de mayor agitación que originan circunstancias propias para una mezcla mas intima de fluidos. Este factor es importante y debe tenerse en cuenta al seleccionar y diseñar sistemas de bombeo y control de producción.

4.4. METODOS DE TRATAMIENTO DEL CRUDO.

Rompimiento de emulsiones: tratamiento químico, térmico y/o eléctrico. • Aumentando la diferencia de densidades de los líquidos.



• Aumentando el tamaño de las gotas.

• Disminuyendo la viscosidad de los fluidos.

• Dando mayor tiempo de reposo.

• Eliminando los agentes emulsificantes.

El petróleo que se produce en un campo se encuentra en la mayoría de los casos mezclado con agua, en cantidades que varían en un rango muy amplio, de acuerdo con varios factores, entre otros, la vida productiva del pozo, la rata de producción y la procedencia del agua producida.

De acuerdo con su procedencia, el agua que acompaña al petróleo puede clasificarse así: 1) superior, 2) intermedia, 3) inferior de la cuña, según la posición del estrato acuífero con relación al petrolífero y al tipo de agua contenida en el mismo estrato productor, que al avanzar empuja al petróleo, suministrándole la energía requerida para producirlo.

El método químico de tratamiento requiere la dispersión de un agente desemulsificante, o rompedor de emulsión. Estos desemulsificantes o agentes de superficie activa, entran en la interfase petróleo-agua, rompen la película o la debilitan suficientemente para que el agente emulsionante, el que ocasionó la emulsión, retorne al petróleo y también para que actúen las fuerzas entre moléculas de una misma sustancia, aumente la atracción, colisionen y lleguen a coalescer. El problema posterior es lograr el contacto entre moléculas sin mucha agitación o mezclado, lo cual causaría la reemulsión de las gotas ya separadas. Un determinado desemulsificante químico puede ser excelente y eficiente para un tipo de emulsión y totalmente insatisfactorio para otro. Es importante en el logro de un eficiente tratamiento que el operador reciba la asistencia de las compañías productoras y suministradoras de químicos de tratamiento. ROMPIMIENTO DE EMULSIONES – (DESHIDRATACIÓN DEL CRUDO)

Consiste en lograr una adecuada o separación de las fases, para dejar cada una en mejor condición de calidad del crudo o del agua. Para lograr este resultado final (crudo con un BS&W menor del 0.5%), o agua con menos de 10 ppm de aceite, se debe realizar una exhaustiva separación que en la mayoría de los casos involucra dos o más procesos y/o principios de separación.



La comercialización del petróleo, es decir, la transferencia del campo de producción al oleoducto, y de este a la refinería o puerto de embarque, presenta exigencias mínimas de calidad en cuanto a contenido de agua y sedimentos (BS&W) y contenido de la sal (libras por cada mil barriles de petróleo). El agua en exceso reduce “la capacidad efectiva del oleoducto, y la sal ocasiona problemas graves de corrosión en oleoductos, tanques y refinerías. En general, las refinerías no aceptan petróleos crudos con un valor BS&W superior al 1%, o contenidos de sal por encima de 15 libras por cada mil barriles de crudo. Con el fin de lograr que el petróleo reúna las condiciones mínimas de calidad, es necesario tratar las emulsiones para romperlas, es decir, permitir la fácil separación del aceite y el agua. La facilidad o dificultad en el tratamiento depende del tipo de emulsión, de las propiedades del aceite y del agua y de las proporciones en que se encuentren. El principal objetivo del tratamiento de campo es neutralizar o destruir los agentes emulsificantes, para después separar las fases de la emulsión. Para romper una emulsión se debe debilitar, neutralizar o destruir la sustancia emulsificante, con el fin de que las gotas de agua puedan unirse y precipitarse por la gravedad.

Las instalaciones típicas disponen de varios métodos y tiempo para romper o eliminar las emulsiones, entre otros:

Tratamiento químico.

Tratamiento térmico

Deshidratación electrostática.

Método Centrífugo

Tratamientos combinados

Separación mecánica en los separadores.

Sedimentación en los tanques de almacenamiento. 4.5. TRATAMIENTO QUÍMICO

Consiste en agregar a la emulsión ciertas sustancias químicas, conocidas como “agentes desemulsificantes”, las cuales se concentran en la interfase para atacar la sustancia emulsificante y destruir la emulsión. Varias teorías tratan de explicar la acción del agente desemulsificante.



La primera afirma que la sustancia química neutraliza el emulsificante, lo cual se obtiene al agregar a una emulsión de agua en aceite un agente emulsificante que tiende a formar una emulsión de aceite en agua o invertida; al tender a la formación de la emulsión invertida se tiene una condición intermedia en la cual se efectúa una completa separación. El mismo efecto neutralizante se logra cuando el reactivo agregado altera las relaciones de tensión interfacial o las relaciones de mojabilidad entre el emulsificante y las fases de las emulsiones. La segunda se refiere a un debilitamiento y contracción de la película emulsificante que ocasiona su rompimiento.

Figura 4.4: Agentes desemulsificantes.

Agentes desemulsificantes:

Existen varias compañías especializadas en la fabricación de desemulsificantes para la industria petrolera. Además, cuentan con laboratorios e ingenieros especializados para asesorar a la compañía productora en la escogencia del producto que garantice los mejores resultados entre la gran variedad que se fabrica.

Como es lógico, comercialmente los desemulsificantes reciben nombres especiales patentados por cada casa fabricante.

El método más sencillo para la selección del desemulsificante más efectivo y más económico para un tipo específico de emulsión producida es la prueba piloto. Estas pruebas pueden efectuarse en un laboratorio de campo o en la misma localización del pozo.



El éxito de esta operación radica en seleccionar el desemulsificante apropiado y usarlo en la proporción adecuada. El punto donde se agrega el desemulsificante es muy importante.

Sistemas y sitios de aplicación

La mayoría de los agentes desemulsificantes son solubles en agua, y algunos en petróleo crudo y sus derivados. Para aplicarlos se puede utilizar puro o disuelto en agua, crudo, gasolina o keroseno. El sitio de aplicación es muy importante y se debe estudiar con cuidado al diseñar una planta de tratamiento. Se debe tener suficiente agitación después de inyectar el desemulsificante con el fin de que se mezcle íntimamente con la emulsión y establezca contacto con todas y cada una de las gotas de agua suspendidas. Sin embargo, se debe evitar la agitación demasiado violenta después de que la emulsión se ha roto por el peligro de que se presente una re-emulsificación, especialmente si el desemulsificante se ha gastado y no se ha provisto un exceso para esta contingencia. Los sitios de aplicación de la sustancia química pueden ser:

a. En la línea

Este tratamiento consiste en agregar la sustancia química, en la proporción predeterminada, a la línea que se transporta los fluidos emulsionados, cerca a la cabeza del pozo, o en el sitio más conveniente seleccionado, de acuerdo con las pruebas de campo. En general, se recomienda agregar el desemulsificante tan pronto como sea posible después de que el petróleo llega a la superficie por las siguientes razones:

Mayor tiempo de tratamiento.

Mezcla mas intima de los fluidos con el compuesto químico al pasar a través de restricciones y accesorios, evitando emulsificación posterior.

Mayor temperatura y menor viscosidad del aceite, lo cual facilita el tratamiento y la separación del agua.

b. En el fondo del pozo

En este caso el agente químico se agrega a través del espacio anular entre las tuberías de revestimiento y producción, inyectándolo en el fondo en solución en forma continua, o en tratamientos periódicos desde superficie.



Se recomienda solamente cuando el método de tratamiento convencional (en la línea no es práctico o no ha tenido éxito, o cuando el porcentaje de agua producida en muy alto; aunque es costoso, algunas veces es el método de tratamiento más efectivo por las siguientes razones:

Los fluidos se mezclan rápidamente con el desemulsificante, factor importante en los pozos que tienen líneas de flujo cortas que no garantizan agitación y tiempo de contacto suficiente.

La alta temperatura de fondo y la acción del agente químico reducen a menudo la severidad de la emulsifiación.

El contacto con la sustancia química antes de que la emulsión se estabilice evita con frecuencia le emulsifiación.

La reducción de la viscosidad producida por el tratamiento químico facilita la producción de aceites de baja gravedad.

c. En los tanques

En general este tipo de tratamiento se emplea solamente como medida de emergencia, pues el tratamiento continuo es siempre más eficiente y económico.

Figura 4.5 - Sistema para inyección de químico.

Se hace necesario cuando un sistema de tratamiento funciona mal y el aceite que llega al tanque de almacenamiento tiene un alto contenido de agua y sedimentos. En este caso se debe agregar una pequeña cantidad de desemulsificante directamente al tanque, agitando o circulando el contenido del tanque y dejándolo luego en reposo para facilitar el asentamiento de agua. La agitación puede hacerse con gas, y la circulación usando preferiblemente una bomba de desplazamiento positivo, pues las bombas centrífugas son contraproducentes por la excesiva agitación producida.



Cantidad de químico desemulsificante y equipo usado para inyectarlo La cantidad de químico requerido varía con el tipo de emulsión, el porcentaje de agua, el tiempo de asentamiento y la temperatura de tratamiento. Si la emulsión es apretada o el porcentaje de agua es alto se requiere mayor cantidad de desemulsificante. La cantidad de agente químico permitirá la separación del aceite y del agua en el tiempo mínimo para el producto en particular.

Calor: en términos generales, una emulsión caliente necesita menos químicos para su tratamiento que una fría, pero el calentamiento debe ser limitado para evitar disminución apreciable de la gravedad API del crudo. (Por evaporación de las fracciones livianas).

Bombas de Inyección: para la inyección del químico se utiliza una bomba de pistón pequeña, diseñada para entregar el fluido a las presiones altas que pueden ser necesarias en algunos casos. Estas bombas succionan la solución desemulsificante de un recipiente con suficiente capacidad para garantizar una operación continua y pueden estar accionadas por un motor eléctrico, por gas a presión o por la viga viajera del balancín de un pozo en bombeo. La rata de inyección puede variarse modificando la velocidad o golpes por minuto, la carrera o el diámetro del pistón.

El mantenimiento y limpieza del equipo son importantes para asegurar el funcionamiento permanente que se requiere para el tratamiento adecuado de la emulsión. Bombas dosificadoras de químico.

BOMBAS ELECTRICAS

Son mas precisas.

Son más fáciles de manejar.

Algunas son desechables.

Se requiere energía a 110 voltios. BOMBAS A GAS

Son menos precisas.

Son para trabajo pesado.

Muy útiles en locaciones alejadas, pues pueden operar con el mismo gas del pozo.

Se descalibran mas fácilmente.

Se reparan fácilmente en campo.



Ventajas del tratamiento químico Las siguientes son las principales ventajas que tiene el tratamiento químico para romper emulsiones:

Bajo costo de instalación y operación.

Proceso y equipos sencillos.

Fácilmente adaptable a operaciones en grande y pequeña escala.

Desemulsificante rápido y efectivo.

La calidad del crudo no se altera.

4.6. TRATAMIENTO TÉRMICO

La aplicación de calor a las emulsiones de petróleo constituye a menudo un medio efectivo de deshidratación, y en muchos casos se utiliza para ayudar en otros procesos de tratamiento del crudo. Antes del calentamiento es necesario separar el gas y el agua libre, con el fin de reducir la cantidad de calor requerida para evitar la re-emulsificación. El calentamiento ayuda al rompimiento de las emulsiones debido a que tiene los siguientes efectos sobre ellas:

Dilata la película emulsificante que rodea a las gotas de agua, debilitándola y facilitando la unión de ellas.

Origina o aumenta el movimiento de las moléculas de agua produciendo colisiones cada vez mas violentas que ayudan también al rompimiento de la película.

Reduce la viscosidad del aceite, aumentando los impactos entre los glóbulos de agua y facilitando la caída más rápida de las gotas de agua (aumenta la velocidad de asentamiento).

Aumenta la diferencia en densidad entre el agua y el aceite, facilitando también el asentamiento de las gotas de agua.

Reduce la tensión superficial del agua, facilitando la unión de las gotas ya que tienden a tomar una superficie cóncava y a ofrecer mayor superficie de contacto con el aceite.



Figura 4.6 - Sistema para el tratamiento del crudo.

EQUIPO USADO PARA EL CALENTAMIENTO Y TRATAMIENTO

La aplicación de calor a las emulsiones se puede hacer por medio de calentadores (directos o indirectos) y tratadores térmicos.

CALENTADORES DIRECTOS

En este tipo de calentador la emulsión entra en contacto directo con el elemento de calentamiento. Son rápidos, eficientes y de costo inicial relativamente bajo, pero tienen como desventajas que desperdician productos livianos; son peligrosos y requieren supervisión constante. Se usan principalmente para calentar emulsiones no corrosivas que estén a baja presión. Existe gran variedad de diseños y capacidades, pero el más común es el tipo tubular, con capacidad de hasta 5.000 barriles por día, para un aumento de temperatura de 100 ºF. CALENTADORES INDIRECTOS En estos calentadores la emulsión fluye través de tubos sumergidos en agua, y esta se calienta por contacto con el elemento de calentamiento. Es decir, el calor del quemador se transmite indirectamente a la emulsión por medio del agua que esta alrededor del quemador y recibe de este el calor. Los calentadores indirectos tienen la ventaja de mantener una temperatura constante por tiempo largo, y no ofrecen peligro. Como desventaja se puede anotar que requieren varias horas para calentar después de un periodo inactivo, haciendo imposible tratar una emulsión inmediatamente. Sus capacidades son



aproximadamente de 2.000 barriles de emulsión por día, para un aumento de temperatura de 100ºF.

TRATADORES TÉRMICOS

Son unidades para el tratamiento de emulsiones diseñadas para incorporar las funciones de tres unidades separadas: separador de aceite y gas, calentador indirecto (tipo volumétrico) y tanque acumulador de agua (Gun Barrel).

FIGURA 4.7 TRATADOR TERMICO DIRECTO

Un tratador térmico consta de las siguientes secciones:

Separación: separa el gas que arrastra la emulsión. Extracción: separa las gotas de líquido demasiado pequeñas para asentarse por gravedad (10 a 200 micras de diámetro).

Acumulación de agua libre: permite la separación y acumulación del agua libre que acumula que acompaña la emulsión, con el fin de evitar emulsificación adicional y reducir la cantidad de calor requerida en la sección de calentamiento.

Calentamiento: incluye los quemadores y el sistema de intercambio de calor, formados normalmente por un tubo en U rodeado por la columna de agua de lavado. La emulsión asciende a través del agua por tubos sumergidos y



alrededor del quemador hasta la sección de filtración. El agua de lavado ayuda a transmitir el calor y aprisiona las gotas grandes de agua.

Filtración Baja: En esta sección se realiza un proceso de filtración forzada de la emulsión a través de un lecho filtrante de paja, ocasionando el rompimiento de la película formada por el agente emulsificante. Además actúa como una barrera entre las secciones de calentamiento, y asentamiento y asegura un reposo más completo de esta última.

Asentamiento: permite la precipitación de las últimas gotas de agua a medida que el crudo asciende. Debe ser tan grande y libre de agitación como sea posible.

FIGURA 4.8 Tratador Térmico horizontal

CONCEPTOS BASICOS PARA EL DISEÑO DE UN TRATADOR TERMICO VERTICAL

Determinaciones Básicas

Las determinaciones fundamentales para diseñar un tratador térmico son las siguientes:

Tipo de emulsión que se está produciendo.

Cantidad de agua libre de producida.

Cantidad y características físicas del aceite, el agua y el gas.

Tiempo de asentamiento por análisis de laboratorio.



Uso final del aceite, el agua y el gas, para saber se puede emplear un tratador operado a presión atmosférica.

Temperatura de tratamiento que varía de normalmente de 120 ºF a 160 ºF.

Capacidad del quemador.

Consideraciones para determinar la Capacidad del Quemador

El quemador debe ser suficientemente grande para calentar el fluido a tratar desde la temperatura de flujo a la temperatura de tratamiento. Para determinar su capacidad se debe tener en cuenta los siguientes factores:

El agua libre se debe separar antes de calentar la emulsión.

Todo el aceite se va a calentar cuanto fluye a través del baño de agua caliente.

El agua emulsionada también se va a calentar. Si se desconoce la cantidad de agua emulsionada, se puede asumir un valor de 20%.

El quemador no se debe diseñar para operación continua. Un quemador que trabaja intermitentemente dura mucho más.

El quemador debe tener suficiente capacidad, teniendo en cuenta las perdidas de calor que se presentan en el tratador.

Aspectos importantes:

El nivel del fluido debe estar por encima del tubo de combustión.

La temperatura del fluido exige un chequeo constante.

Se debe controlar el aire que entra al quemador. Dispositivos de seguridad

Por bajo nivel de fluido

Por temperatura alta en la chimenea

Por presiones altas o bajas en el combustible

Desventajas de los tratadores térmicos:

Reducción del volumen de crudo por pérdida de volátiles.

Variación de las propiedades físicas del crudo.

Costos mayores del tratamiento por equipo y combustible.



Costos por corrosión y mantenimiento de los equipos.

No es versátil.

Hay mayor riesgo que en el tratamiento químico.

Peligro de explosiones

4.7. TRATAMIENTO ELÉCTRICO

La técnica de separación electrostática aprovecha la diferencia en la conductividad eléctrica de los distintos materiales para separarlos y concentrarlos. El método de deshidratación eléctrica es bastante usado en la actualidad. El principio básico consiste en colocar la emulsión bajo la influencia de un campo eléctrico de corriente alterna o continua de alto potencial, después de un calentamiento previo moderado. La corriente alterna es la más barata y la más empleada.

Como se mencionó al explicar la teoría del agente emulsificante, en las emulsiones las sustancias emulsificantes forman una película alrededor de las gotas de agua. Se ha comprobado que dicha película está compuesta de moléculas polares, es decir, moléculas que llevan una carga extra de electricidad, fácilmente alterada y que tienen atracción para el agua.

Estas moléculas se ordenan alrededor de la gota de agua formando una película. Un campo eléctrico de alto potencial es capaz de alterar esta película, haciendo que estas moléculas polares se reordenen ellas mismas y las partículas emulsionadas se carguen por inducción, alineándose a lo largo de las líneas electroestáticas de fuerza de con las secciones de cargas opuestas en estrecha vecindad; puesto que la película emulsificante ya no es estable, las gotas pueden unirse libremente, crecer y asentarse por gravedad.

Experimentalmente se ha entrado que la que la acción del campo eléctrico es casi nula cuando la distancia entre las gotas es más o memos ocho veces el diámetro promedio de ellas. En este momento el porcentaje de agua permanente debe estar por debajo de 0.2%.

El potencial requerido varía con las características die-eléctricas del aceite, el espaciamiento de los electrodos y la naturaleza de la película emulsificante. En general varía entre 11.000 y 33.000 voltios.

Para aumentar la rata de unión-precipitación de las gotas de agua, se debe disminuir la viscosidad del crudo por medio de calentamiento moderado, y para reducir las pérdidas por evaporización ocasionadas por el calentamiento se pueden trabajar por los deshidratadores a presión.



Figura 4.9 Tratador electrostático – Componentes externos

TIPOS DE TRATADORES ELÉCTRICOS

De acuerdo con la rata de flujo a través del campo eléctrico, los deshidratadores se pueden clasificaren dos tipos, baja y alta velocidad.

Baja Velocidad: utiliza electrodos horizontales y paralelos formados por anillos concéntricos, y colocados en la parte superior del tratador. La distribución de la emulsión se hace por la parte intermedia del tratador, desde donde sube hasta situarse entre los electrodos. La sección de acumulación de agua esta situada en la parte inferior y tiene drenaje permanente. Tiene su salida para el aceite. Este tipo de deshidratador es particularmente aplicable a emulsiones que tienen una conductividad eléctrica relativamente baja, también para aceites pesados los cuales debido a su alta viscosidad requieren condiciones de flujo lentas para promover buen asentamiento.

Alta Velocidad: en este tipo los electrodos están colocados en igual posición que en el anterior, tienen menos anillos concéntricos y consumen menos electricidad. La emulsión se distribuye entre el espacio ocupado por los electrodos, con efectos de chorro, lo cual ocasiona varios pasos de la emulsión por el campo eléctrico. Es aplicable a emulsiones de alta conductividad y crudos livianos de alta viscosidad.

Al igual que el tipo de baja velocidad, el agua se drena por la parte inferior y el aceite limpio sale por le parte superior.



Cuando sea necesario el tratamiento se da en combinación con un tanque de acumulación de agua libre (Gun-Barrel) para separar allí el agua de fácil decantación.

Figura 4.10: Componentes internos de un Tratador electrostático Es muy eficiente en la reducción de contenido de agua y salinidad por debajo de 0.5% y salinidades por debajo de 20 Lbs./1000 Bbl. de aceite. Su utilización cobra especial interés en campos donde la deshidratación es difícil y no es posible alcanzar los limites requeridos para la entrega del crudo al oleoducto en lo referente al BSW y contenido de sal.

Ventajas del tratamiento electrostático.

La emulsión puede ser rota a temperaturas muy por abajo que la que requieren los tratadores-calentadores.

No se presentan pérdidas significativas de volumen de crudo.

No hay gran variación de las propiedades físicas del crudo.

Debido a que sus recipientes son mucho más pequeños que los calentadores, eliminadores de agua libre y gun-barrels, son ideales para plataformas marinas.

Pueden remover mayor cantidad de agua que otros tratadores.

Las bajas temperaturas de tratamiento provocan menores problemas de corrosión e incrustaciones.



4.8 SEPARACIÓN MECÁNICA EN LOS SEPARADORES En los sistemas de separación de fluidos, gran parte del agua se puede separar del crudo y de esta forma se optimiza el posterior tratamiento de las emulsiones, si se requiere. Es un tratamiento que se caracteriza porque su acción desemulsificante es inducida por el uso de equipos mecánicos que usan uno o más principios físicos para el rompimiento de las emulsiones. En la industria petrolera, básicamente existen 3 equipos mecánicos usados para el asentamiento del agua y separación del crudo: Tanques de asentamiento Gunbarrel o wash Tank (Tanques de lavado) Free Water Knock Out (FWKO) Los tanques de lavado reciben una mezcla de agua y aceite para ser dejada en reposo y lograr una mejor separación. Estos tanques pueden ser: los FWKO y los Gun Barrels.

FIGURA 4.11. Equipo de Separación Mecánica de agua.

SEPARACIÓN MECÁNICA EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO.

La emulsión entra a una bota de gas, donde separa el gas residual. Gas dentro del gun barrel genera agitación.

La emulsión entra al tanque a un colchón de agua.



La corriente debe ser muy bien distribuida.

El flujo debe ser laminar.

El crudo sube a través de la columna de agua, lavándose.

El agua que lleva la emulsión se queda en el colchón.

El agua sale a través de una pierna de agua o es controlada por un controlador de interfase.

A medida que el crudo asciende por el tanque se va deshidratando y sale por rebose.

El colchón de agua puede calentarse con vapor a través de un serpentín.

FIGURA 4.12. Tanque de lavado (Gunn Barrel)



TRATAMIENTOS COMBINADOS

En general una emulsión puede romperse utilizando uno solo de los métodos

descritos. Sin embargo, con el fin de que el proceso de deshidratación sea más efectivo, rápido y económico, en la mayoría de los casos se recomienda combinar varios tratamientos, seleccionados y ordenados de acuerdo con ensayos piloto previos efectuados a una muestra típica de la emulsión que va a tratarse.

Los tratamientos combinados más comunes son:

Químico – Térmico – Filtración Químico – Térmico – Eléctrico Químico – Térmico Químico – Eléctrico

SOLUCIÓN A PROBLEMAS DE TRATAMIENTO:

En tratadores térmicos:

No trate más crudo que la capacidad de diseño.

Limpie bien los visores, para estar seguro de las interfases.

No permita que la interfase sea gruesa. En tratadores electrostáticos:

Mantenga el nivel del agua por debajo de las placas.

Si se presenta fluctuación en el voltaje, es posible que las placas estén cargadas de emulsión, aumente temperatura.

En tanques de almacenamiento.

Mantenga las existencias al mínimo posible. Verifique la suciedad del tanque y programe mantenimiento.

EJERCICIO No. 7: Analizar los aspectos técnicos, operativos, ambientales y de seguridad a tener en cuenta en el tratamiento químico y térmico de crudos.

TECNICOS OPERATIVOS MANTENIMIENTO AMBIENTALES SEGURIDAD



4.9 INYECCION DE QUIMICOS Y CONTROL DE CORROSION. Facilidades de Superficie para inyectar:

• Inhibidores de corrosión, Desemulsificantes, Antiespumantes, Bioxidas, etc.

Figura 4.13: Inyección de Químicos.

Para la adición de químicos se hacen pruebas de campo para determinar las dosis requeridas en cada caso. Se requiere una buena caracterización de los fluidos para que el tratamiento químico sea el más favorable técnica y económicamente.

Pruebas de Botella: Uno de los métodos más exitosos para seleccionar químicos de tratamiento es aquel de adicionar varios químicos a muestras de crudo emulsionado y observar los resultados. Esto es comúnmente denominado: “Pruebas de botella”.



PROCEDIMIENTO PARA LAS PRUEBAS DE CAMPO. Recopilación y verificación del sistema: diagramas de flujo, tamaño de equipos, puntos de inyección, dosificación actual del producto, costo del tratamiento, datos completos de producción, niveles de interfases, temperaturas, presiones. Verificación del producto en campo: verificación de nombres, lotes, sellos. Iniciación de la prueba: instale sus equipos, verifique las tasas de inyección, verifique constantemente las condiciones de operación y las condiciones de los productos, establezca rápidamente las tendencias y haga los ajustes. Prevea los posibles problemas y sus soluciones. 4. 10. DESALACION DE CRUDOS. Después de someter el petróleo a los procedimientos de deshidratación el contenido de BS&W se habrá reducido a los valores deseables. Sin embargo, el contenido de sal no necesariamente puede haber bajado hasta quedar por dentro de los límites aceptados comercialmente, en particular cuando los crudos tienen una salinidad inicial alta.

Figura 4.14: Desalado de crudos. El contenido de sal se mide en libras por cada 1.000 barriles.



Algunas refinerías aceptan recibir crudos con contenidos de salinidad que están en el orden de 5 a 10 libras por cada 1.000 barriles de crudo.

Otras son más estrictas y exigen de 1 a 2 libras de sal por cada 1.000 barriles. Hay dos procedimientos para alcanzar el límite señalado para la salinidad: a) Reducir todavía más el porcentaje de agua en el crudo. b) Diluir el agua original del crudo agregando agua dulce. El método primario de desalaciones es el diluir la concentración de sal en el agua emulsionada hasta obtener la salmuera residual, dejando la menor cantidad de sal, cumpliendo así con las especificaciones de los oleoductos. Básicamente existen dos procesos para desalar los crudos en el campo: un proceso simple y un proceso de dos etapas.

Ambos procesos pueden usar tratadores convencionales, equipos de precipitación eléctricos o una combinación de ambos, dependiendo de la cantidad de sal en el crudo y de las características de la emulsión. El factor más crítico en el proceso de desalación es la gran cantidad de agua fresca necesaria. La cantidad de agua dulce que debe agregarse a un crudo depende de:

Porcentaje y salinidad del agua original.

La dilución que se obtiene en el sistema de mezclas.

El porcentaje final de agua y la salinidad deseada en el crudo.

Generalmente cuando los contenidos de sal son menores de 1.000 ptb se usa un proceso simple de una etapa. Cuando el contenido está por encima de 1.000 ptb o muy cerca, se usa un proceso de desalación de dos etapas. Con el sistema de dos etapas, inicialmente se llega a obtener crudos con niveles de agua emulsionada entre 1 y 3 % de BSW y en la segunda etapa se llega a menos de 0.5 % de BSW. Agua de lavado: debe tener bajo contenido de carbonatos, bicarbonatos, sulfatos de calcio y sólidos totales. El porcentaje de inyección debe ser lo suficiente, para asegurar contacto con impurezas insolubles en aceite, principalmente sal, y obtener una densidad óptima de gotas en el campo eléctrico. Se debe calcular y disponer del agua requerida para el respectivo tratamiento según las necesidades y condiciones presentes en cada campo.



Figura 4.15: Desalación de crudo.

Desaladores electrodinámicos.

Estos desaladores, utilizados en las refinerías, cumplen su función previendo fases múltiples de mezclas electrostáticas, coalescencia y asentamiento en una vasija y se puede lograr una eficiencia de deshidratación y desalación de crudos muy cercana al 100%. El adecuado proceso de desalado, le representa a la refinería los siguientes beneficios:

Reduce la corrosión

Reduce el ensuciamiento del tren de precalentamiento

Reduce el daño potencial en las unidades de destilación

Reduce los costos de energía

Reduce problemas aguas abajo

NOTAS Y COMENTARIOS SOBRE ADICION DE QUIMICOS Y DESALADO DE CRUDO EN CAMPOS PETROLEROS

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5. FACILIDADES PARA ALMACENAMIENTO FISCALIZACION Y DESPACHO DE CRUDO.

TANQUES DE ALMACENAMIENTO: son recipientes utilizados para almacenar los fluidos de producción y constituyen equipos básicos en la batería, módulo de producción. Algunos hidrocarburos se almacenan a altas temperaturas y otros a bajas temperaturas o altas presiones. Un solo tipo de tanque no es apropiado para todos los productos. Para el almacenamiento de crudo se usan esencialmente tanques cilíndricos. Están formados por "anillos" que son secciones de aproximadamente 2.50 metros de alto. Estas secciones pueden ir soldadas, atornilladas o remachadas. Los tanques grandes se acostumbra construirlos con el techo flotante el cual sube o baja de acuerdo al nivel del crudo contenido en el tanque. Los tanques tienen las siguientes funciones:

Almacenar productos.

Separar agua del crudo por acción de la diferencia de densidades.

Retirar elementos pesados que están como impurezas.

Dar cabeza a las bombas.

Medir la producción del campo y/o pozos CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES. 5.1. Por la forma de los tanques

Cilíndrico vertical con techo cónico.

Cilíndrico vertical con fondo y tapa cóncava.

Cilíndrico vertical con techo flotante.

Cilíndrico vertical con membrana flotante.

Cilíndrico horizontal a presión.

Esféricos.

5.2. Por el producto que almacenan.

Para Crudos.

Para Derivados o Refinados.

Para GLP.

Para Residuos.



5.3. Según su uso.

Tanques de prueba,

Tanques del proceso.

Tanques de almacenamiento y Fiscalización.

Tanques para otros servicios (agua, químicos, combustibles)

Figura 5.1 Tipos de Tanques utilizados en una Facilidad

Tanque de techo fijo: Por lo general son de techo cónico soportado por una estructura interna. Son los más económicos y los más simples en su diseño. Tienen la desventaja de la pérdida permanente de vapor por los venteos del mismo. Tanque esférico a presión: Estos tanques son utilizados para el almacenamiento de GLP. Para la medición del nivel de líquido se emplean equipos electrónicos tipos radar localizados en la parte superior.



Figura 5.2 Partes de Tanques utilizados en una Facilidad de producción La instrumentación de los tanques cuenta principalmente con un control de nivel con su válvula de control. Además:

Interruptor por bajo o alto nivel (LSL-LSH)

Alarmas por alto y bajo nivel. (LAL – LAH)

Transmisor indicador de nivel (LIT)

Válvula de presión y vacío (VPV)

Facilidades de aire-espuma Tanques de fiscalización:

Son tanques oficiales que almacenan el producto.

Deben estar muy bien aforados, pues son los que dan la producción diaria y las ventas.

Capacidad total de almacenamiento generalmente es de un volumen equivalente a 2, 3 días de producción para cubrir dificultades de despacho por varias causas.

Se recomienda mantener la mínima cantidad de crudo almacenado con el fin de evitar pérdidas y riesgos innecesarios.

Deben estar dotados de facilidades adecuadas de medida y muestreo.

Bombas cerca de los tanques de fiscalización, guardando las distancias reglamentarias de seguridad.

5.4. CALIBRACIÓN DE TANQUES La calibración y aforo de un tanque es el proceso por medio del cual se determinan sus dimensiones, para luego calcular su tabla de capacidades que relaciona el volumen correspondiente para cada altura de líquido. La exactitud de la tabla de calibración es de suma importancia. En todos los casos en que el crudo o productos refinados del petróleo se transfieren o venden, se utilizan las tablas de calibración o de aforo, para hallar la cantidad transferida.



Cualquier incorrección en las medidas o cálculos de las tablas de calibración producen un error sistemático, que es el hecho de encontrar una desviación constante en una dirección. La utilización de esta tabla durante un período prolongado puede implicar grandes sumas de dinero por las diferencias acumuladas. Las tablas de calibración pueden ser elaboradas aplicando varios métodos. El método seleccionado depende del tipo y tamaño del tanque, el tiempo, personal y equipo disponible. Ejercicio No. 8. Clasificar los tanques de acuerdo con su uso y describir sus controles, elementos internos y externos de cada uno de ellos.

TIPO Y USO DEL TANQUE

ELEMENTOS EXTERNOS

ELEMENTOS INTERNOS

CONTROLES

5.5. MEDICION Y FISCALIZACIÓN DE CRUDO. MEDIDA: Es la determinación exacta del nivel del líquido en el tanque de almacenamiento. TEMPERATURA: Es la determinación exacta del promedio de temperatura del líquido en la unidad de almacenamiento. DENSIDAD RELATIVA: Es la densidad del líquido que se mide referida a la densidad del agua. TABLA DE CALIBRACIÓN: Es la tabla de aforo de la unidad de almacenamiento. Para propósitos de fiscalización, la medición de la producción de aceite diaria de un campo, puede efectuarse:

En forma manual en los tanques de almacenamiento.

En forma automática, mediante unidades LACT (Lease Automatic Custody Transfer), ya sea en la facilidad de producción o en la estación principal del oleoducto.



5.5.1 MEDICIÓN ESTÁTICA DE LÍQUIDOS. Medidas típicas que normalmente se toman en los pozos: Presión y temperatura de fondo. Presión y temperatura en cabeza de pozo. Caudal de fluido en barriles por día Producción de gas, aceite y agua. Análisis de laboratorio. Medidas y fiscalización en tanques. El objeto de medir un tanque es el de determinar el nivel exacto de líquido en su interior. Las cantidades cargadas o descargadas son determinadas a partir del cálculo de la diferencia en volumen de líquido contenido en el tanque antes y después de completada la operación de llenado y/o vaciado. Medición Automática (Telemetría): Son las medidas realizadas por medio de dispositivos mecánicos y/o electrónicos que miden y visualizan en forma continua los niveles de líquido. Medición Manual (Cinta): Es la medida tomada por una persona empleando la cinta y plomada. Equipo requerido para medir tanques: siempre que se vaya a medir un tanque el operario debe tener consigo: La cinta metálica, talonario de hojas de reporte de medidas, un lápiz, trapos y una linterna de seguridad. TIPOS DE MEDIDA MANUALES DE TANQUES. Medida a fondo: Es la distancia medida desde el fondo del tanque hasta la superficie del producto. Observe el tipo de cinta utilizado para esta medida.

Figura 5.3 Medición a Fondo de tanques.



Medida al vacío: Es la distancia medida desde la superficie del producto hasta el punto de referencia del tanque. La cinta es diferente.

Figura 5.4 Medición al Vacío de Tanques 5.5.2 MEDICIÓN DE LA TEMPERATURA EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO. La temperatura del crudo que contiene un tanque es un factor importante en el manejo del petróleo ya que su volumen varía de acuerdo a la temperatura. En la industria del petróleo se expresan los volúmenes referidos a 60ºF por un acuerdo mundial existente. Temperatura promedio de un tanque: es el promedio aritmético de varias temperaturas locales en el tanque. La temperatura del crudo contenido en un tanque no es la misma en todos sus puntos. El número de lecturas de temperatura requeridos para determinar la temperatura promedio en un tanque depende del volumen de crudo contenido en el mismo. Si el nivel del crudo es mayor de 15 pies, deben tomarse tres lecturas. Posibles causas de errores en las medidas Un error de solo 1/8" en una medición de un tanque origina una diferencia de volumen de crudo muy significativa. No debe usarse: 1. Plomada con el ojo desgastado. 2. Cinta defectuosa (parcialmente rota o doblada) 3. Cinta con graduaciones borrosas que dificultan su lectura. 4. Plomada con desgaste en la punta de 1/16" o más.



NORMAS PARA MEDICION DE TANQUES. ASTM D-1085 Medición Estática ASTM D-1086 Procedimientos y Equipos de toma manual de Muestra ASTM D-4057 Muestreo Manual ASTM D-4177 Muestreo Automático ASTM D-1250 Tablas para medición de petróleo Ejercicio N. 9: Describir Procedimiento utilizado en su campo para Medición de Tanques. 5.5.3 ANALISIS DE LABORATORIO Determinar la gravedad API de los crudos que van a ser entregados al proceso de refinación. Análisis permanente para verificar si en crudo cumple con las características de BS & W programados.

La gravedad API se mide con un hidrómetro (tubo graduado en decimos de grado API) con un lastre en un extremo. El hidrómetro se introduce en un cilindro de vidrio lleno de la muestra de crudo que va a analizar junto con un termómetro, ya que siempre que se reporta la gravedad API, debe reportarse la temperatura del crudo a la cual fue tomada. La lectura API se obtiene directamente de la lectura del hidrómetro y debe reportarse a 60 ºF (tablas para la corrección por temperatura)



Figura 5.5 Toma de la Gravedad API de un crudo en el Laboratorio.

5.5.4 FISCALIZACION DE CRUDOS. UNIDADES LACT.

Una unidad LACT es un conjunto de componentes y tuberías montadas sobre un patín, diseñada para medir de manera precisa, tanto la calidad como la cantidad de un hidrocarburo líquido. Esta medición, se hace para transferir de manera automática y precisa la custodia de un líquido de una parte responsable a otra. Por lo tanto, todos los componentes utilizados para medir la cantidad y calidad, deben tener la posibilidad de revisarse en línea, para asegurar una operación adecuada y correcta. Una Unidad LACT se puede comparar con una caja registradora. Como la caja registradora, una Unidad LACT debe ser capaz de probar tanto al vendedor como al comprador, que la información de la medición es correcta.

Para asegurar una medición correcta de fluido hidrocarburos, el equipo de Transferencia Automática de Productos en Custodia – Lease Automatic Custody Transfer (LACT) – debe estar diseñado, operado y mantenido de manera adecuada.

Una unidad LACT, es un sistema diseñado para transferir en forma automáticamente y contínua, el aceite crudo proveniente de la producción de un campo y que va a ser entregada a un oleoducto. Maneja y transfiere el crudo con mínimo de costo, con seguridad y con las condiciones requeridas para su contabilidad y fiscalización.



Figura 5.6 Esquema de una Unidad de medición LACT Una Unidad LACT tiene como funciones:

Realizar la medición del crudo que será entregado al oleoducto.

Enviar el producto al sistema de reciclo de la estación si éste no cumple con las especificaciones de venta requeridas.

Despachar automáticamente el producto crudo que será entregado al comprador o al sistema de tratamiento.

Parar la transferencia a un nivel bajo predeterminado, y despachar automáticamente el producto crudo, que será entregado al comprador.

Medir con consistencia y seguridad la cantidad de producto crudo entregado al comprador.

Muestrear de una forma segura y representativa el producto transferido y almacenado, de manera que se minimicen los cambios en la calidad.

Monitorear la calidad del producto crudo y evitar que la transferencia llegue a estar contaminada y sea de baja calidad. Beneficios de la unidad LACT.

Reducción de costos de inversión en facilidades de almacenamiento.

Optimización de la exactitud de la medida.

Reducción de las pérdidas en los tanques debido a agentes atmosféricos.

Reducción en las operaciones manuales tales como manejo y medidas de tanques.

Incremento en la eficiencia de la operación y asistencia en la simplificación de los procedimientos contables.



5.5 5 - BOMBAS DE TRANSFERENCIA DE CRUDO. Tipos de Bombas: preferiblemente accionadas con motor eléctrico, a prueba de explosión, adecuada para transferir el crudo producido, tratado y almacenado diariamente en la facilidad de producción, hasta la estación de bombeo principal. Períodos de tiempo cortos de 6, 8, 12 horas/día. (capacidad de las bombas: dos, tres o cuatro veces mayor que la producción diaria de aceite producido en el campo correspondiente).

Preferiblemente accionadas con motor eléctrico, a prueba de explosión, adecuada para transferir el crudo producido, tratado y almacenado diariamente en la facilidad de producción, hasta la estación de bombeo principal. Períodos de tiempo cortos de 6, 8, 12 horas/día. (Capacidad de las bombas: dos, tres ó cuatro veces mayor que la producción diaria de aceite producido en el campo correspondiente).

Figura 5.7 Cargaderos de crudo:



6. FACILIDADES PARA SEPARACION, TRATAMIENTO Y COMPRESION DEL GAS NATURAL. 6.1 CONCEPTOS BÁSICOS SOBRE GAS NATURAL Y TIPO DE GASES. El gas que se produce en las estaciones de recolección y tratamiento es una mezcla natural de gases de hidrocarburos, compuesto de moléculas que contienen diferentes combinaciones de hidrógeno y átomos de carbono, que son altamente compresibles y

expansibles.

Además, contiene impurezas como: dióxido de carbono, nitrógeno, sulfuro de hidrógeno y vapor de agua. El metano es el hidrocarburo gaseoso más liviano y abundante y el principal componente del gas natural, con más del 85%. Además, el gas puede contener cantidades pequeñas de otros componentes que pueden ser: etano, propano, butano, pentano y posiblemente algunos condensados.

TRANSPORTE Y USOS DEL GAS NATURAL.

Gasoducto

Generación Eléctrica

Industria y Petroquímica

Residencial Comercial

Gas Natural Licuado

Figura 6.1 LA CADENA DEL GAS

Exploración & Producción Upstream

Transporte Midstream

Mercadeo & Distribución Downstream

Yacimientos y pozos Facilidades de

Superficie Tratamiento y

Compresión de gas



El gas natural se transporta desde los centros de producción hacia los centros masivos de consumo a través principalmente de gasoductos, mediante diferenciales de presión. Para esto se requieren compresores ubicados a lo largo de la ruta de los gasoductos. Entre mayor sea la presión, mayor será la capacidad del gasoducto, puesto que el gas ocupa menos volumen a medida que aumenta la presión. En el sistema de transporte de gas por gasoductos se pueden diferenciar tres etapas: • Sistema de recolección de gas desde los centros de producción a las plantas de

tratamiento y luego al sistema de transmisión.

• Sistema de transmisión desde las regiones de suministro a las regiones consumidoras.

• Sistema de distribución: transporta gas desde el sistema de transmisión hasta los consumidores finales.

En los centros de consumo el gas se utiliza para: • Uso residencial, (cocina y calefacción domestica) • Comercial, (generación de electricidad) • Aplicaciones industriales como combustible para transporte y materia prima para

productos petroquímicos. • En los mismos campos petroleros para reinyección de gas a la formación y

mantenimiento de la presión del yacimiento. • Como sistemas de producción de crudo (gas lift)

Diseñar instalaciones de manejo y proceso

Reinyectar gas para mantenimiento de presión

Vender gas para combustible

Recobrar etano e hidrocarburos más pesados como condensados

Cargar como materia prima a plantas petroquímicas

Exportar gas al sector externo. En toda esta cadena tecnológica del gas, influye el PRECIO. De ahí la importancia de optimizar todas las operaciones con el fin de obtener precios favorables de: “venta al consumidor final”



Tipos de Hidrocarburos contenidos en el gas natural: Nombre Fórmula Nomenclatura Metano CH4 C1 Etano C2H6 C2 Propano C3H8 C3 Butano C4H10 C4 Pentano C5H12 C5 Hexano C6H14 C6 Heptano plus Desde el C7H16 C7+

Tabla 6.1 Composición del Gas Natural

Propiedades Básicas del Gas Natural.

Los gases son afectados por los cambios de temperatura y de presión, debido a su capacidad de expandirse y contraerse con facilidad

Los gases puros que contienen un solo componente gaseoso, son tratados como

“gases ideales” a baja presión.

Los “gases reales” se desvían del comportamiento normal de un gas ideal por la interacción de las fuerzas moleculares (fuerzas de Van der Waals) y fuerzas repulsivas entre las partículas.

La desviación de este comportamiento se puede determinar con el “factor de

compresibilidad” (Z)

6.2 TIPOS DE GAS NATURAL.

Las propiedades del gas en el yacimiento no son las mismas que en superficie. El condensado es rico en hidrocarburos intermedios y se les conoce como productos de planta. Gas en solución: Es un Hidrocarburo gaseoso por encima de la presión crítica, y a medida que la presión disminuye condensa líquido en el yacimiento, pero dicho líquido se evapora nuevamente. El gas en superficie es muy rico en hidrocarburos intermedios. Se procesa para sacar desde Etano hasta Hexano (C2 a C6). Gas Libre: Es un Hidrocarburo completamente gaseoso que se puede producir junto con el petróleo, pero en superficie se separa totalmente de la fase liquida.



Gas Dulce: Es un Hidrocarburo completamente gaseoso que se encuentra libre de impurezas tales como CO2 y Sulfuros. A diferencia del anterior, el GAS ACIDO, tiene algún contenido de CO2 y H2S. Gas Húmedo o rico: Es un Hidrocarburo que existe como Gas durante toda la vida en el yacimiento, pero condensa líquido en los separadores de superficie. Por eso se conoce como gas húmedo (Wet Gas). Las propiedades del gas en el yacimiento no son las mismas que en superficie. El condensado es rico en hidrocarburos intermedios y se les conoce como productos de planta (GPM). La única forma de obtener condensado de un gas húmedo es mediante el uso de separadores a una presión y temperatura determinadas. Gas Seco o Pobre: El gas seco o “dry gas” contiene principalmente Metano y algunos hidrocarburos intermedios. Se llama gas seco porque no tiene suficientes hidrocarburos pesados para condensar.

Características del Gas.

Posee un gran poder calorífico.

No puede ser licuado simplemente bajo presión porque su temperatura crítica, es muy baja y, por tanto, debe ser enfriado hasta temperaturas inferiores a ella antes de licuarse.

Una vez licuado debe ser almacenado en contenedores muy bien aislados.

Su transporte se realiza por tuberías fabricadas con materiales y soldado

El gas natural es incoloro, inodoro, inflamable y no es tóxico.

Es un excelente combustible debido a que quema de forma fácil y completa.

Generalmente cumplen con los supuestos de la teoría cinética molecular de los gases.

Para describir el “estado” de cualquier gas, no solo hay que decir que “volumen” ocupa, sino que es necesario especificar también la temperatura y la presión. Temperatura Crítica (Tc): es la temperatura por encima de la cual es imposible licuar un gas por presión



Presión crítica (Pc): es la presión que es necesario aplicarle a un gas a la Tc para licuarlo. CROMATOGRAFÍA GASEOSA: Distribución de moléculas en fases estacionaria y móvil que separa, identifica y cuantifica los componentes de la mezcla. CROMATOGRAFO DE GAS: Detector para identificar los diferentes componentes de la mezcla de gas y su concentración. Purificadores o “SCRUBBERS”: son trampas de mayor tamaño que las anteriores, situadas hacia el final de la línea de gas en las plantas compresoras o de gasolina natural, para separar cualquier líquido condensado, aceite, emulsión, incrustaciones de la tubería u otro tipo de sedimento que haya sido arrastrado por el gas. También se usan extensamente en las líneas de gas combustible.

Esencialmente los purificadores son tanques cilíndricos de diámetro suficiente para permitir una velocidad de flujo menor que en la línea de transmisión, permitiendo el asentamiento y acumulación en el fondo, de líquidos y sólidos, y su expulsión periódica a través de una válvula de drenaje

Salida de Gas

Seco

Entrada de Gas

Humedo

Salida de Líquidos

decantados

Conexión Valvula de

seguridad

Malla Filtrnate

Bafle

Salida de Gas

Seco

Entrada de Gas

Humedo

Salida de Líquidos

decantados

Conexión Valvula de

seguridad

Malla Filtrnate

Bafle

Esquema de un Scrubber.

TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL.

El gas natural de producción está saturado con agua en su fase de vapor, porque proviene de un yacimiento saturado (en equilibrio) con agua. Además, generalmente el gas contiene CO2 y H2S que se remueven con soluciones acuosas tales como aminas, carbonato de potasio, que saturan el gas con agua. A fin de remover la mayor cantidad de agua, es necesario deshidratar el gas por las siguientes razones: • Evitar formación de hidratos.



• Cumplir con especificaciones como gas de venta. • Minimizar corrosión.

El propósito del tratamiento de una mezcla de gas de producción es asegurar que cumpla las especificaciones de calidad requeridas para poder ser comercializado. Cuando se considera el diseño óptimo de una planta de gas, se debe conocer la siguiente información básica: • Especificaciones del gas de venta • Rata de producción del gas de venta • Composición de los fluidos que llegan al separador de entrada, tales como gas y

condensado.

Esquema general del Procesamiento de Gas natural en campos Petroleros. (Separación, Compresión, endulzamiento, deshidratación, separación de los hidrocarburos livianos).

Figura 6.3: Esquema general del proceso y tratamiento del Gas Natural



6.3. SEPARACION DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS – PLANTAS DE GAS. El objeto de estas plantas es: recuperar los diferentes componentes líquidos livianos que aún le quedan a la corriente de gas. Una planta de procesamiento de gas que produce líquidos del gas natural (NGL), requiere de una fraccionadora para producir un líquido que cumpla con las especificaciones para venta. El propósito del fraccionamiento es obtener de una mezcla de hidrocarburos líquidos, ciertas fracciones que como productos deben cumplir especificaciones. Para separar una corriente líquida de hidrocarburos en varias fracciones, se requiere una “Torre de Destilación por Fracción”

Figura 6.4 Esquema de una planta de procesamiento de gas Gas rico: Nitrógeno, Dióxido de carbono, Metano, Etano, Propano, Butanos, Pentanos, Hexanos, Heptanos, Octanos, Nonanos + Comprimir el metano hacia los centros de consumo o para inyectarlo a los yacimientos para mantenimiento de presión. Gas seco: Metano, Etano. Este proceso se hace en torres de destilación llamadas desmetanizadoras, desetanizadoras y desbutanizadoras, en las cuales se separan las diferentes fases líquidas presentes en una corriente de gas.



Los líquidos se estabilizan y se almacenan en tanques esféricos o tanques bala y el gas metano ya cumpliendo con las regulaciones, se comprime hacia los centros de consumo o para inyectarlo a los yacimientos para mantenimiento de presión. GLP- Gas Licuado de Petróleo: Propano 45%, Butano 40%, C5+ 5% Gasolinas naturales: Naftas livianas, Disolventes. Torre desetanizadora: es una torre con unos 40 platos, donde se separa el etano de los hidrocarburos más pesados. La carga alimenta a esta torre por el plato No.27. Los platos que conforman la zona de rectificación, del plato 28 hacia arriba, son tipo válvula y los correspondientes a la zona de despojo, del plato 27 hacia abajo, son de alto caudal.

Figura 6.5 Planta de gas y almacenamiento de condensados.



6. 4 FUNDAMENTOS Y PROCESOS PARA LA DESHIDRATACIÓN DEL GAS Y REGENERACIÓN DE GLICOL. La deshidratación es el término utilizado para describir un proceso que remueve la humedad del gas. Los Hidratos: son una mezcla de apariencia de hielo, de hidrocarburos livianos y agua; pueden formarse a temperaturas tan altas como 80ºF dependiendo de la presión. Pueden taponar líneas, válvulas, tubos de intercambiadores de calor y vasijas. Los métodos varían según las características de los fluidos producidos y las necesidades de cada campo. Generalmente se utilizan los siguientes métodos para deshidratar las corrientes de gas de un campo petrolero. 1. Enfriamiento de la corriente de gas: bajar la temperatura hasta que se formen los hidratos y luego se remueve dicha agua. Este sistema es poco efectivo. 2. Disecantes sólidos: se utilizan ciertos materiales de sílice o geles que absorben el agua. 3. Deshidratación con GLICOL

Glicol: es el líquido utilizado para remover el vapor de agua en el gas. El Trietilenglicol (TEG) es el más comúnmente utilizado. El Dietilenglicol (DEG) se utiliza en algunas plantas, pero es menos eficiente que el TEG para la deshidratación del gas. La humedad del gas se remueve absorbiéndola en el glicol. El contenido de humedad del gas se expresa en libras de vapor de agua por MMPCE de gas. El contenido de humedad dependerá de la temperatura y presión del gas. Si la presión aumenta, el contenido de humedad disminuye; pero en la medida que la temperatura sube, el contenido de humedad también sube. La unidad de deshidratación con glicol consiste en torres contactoras, intercambiadores de calor, bombas, reconcentradores y filtros. El primer paso para controlar la cantidad de agua removida del gas es determinar la tasa de flujo de glicol a la torre contactora. Las plantas de glicol usualmente se diseñan para una tasa de flujo de 2 a 5 galones de glicol por cada libra de agua a remover. La tasa de flujo de glicol será igual a la tasa unitaria multiplicada por el peso del agua a remover del gas.



Figura 6. 6: Planta de Deshidratación de Gas con Glicol

6.4.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO. La corriente de gas de entrada húmedo fluye al fondo de la torre contactora y sube a través de la vasija. En la medida que el gas asciende por la torre entra en contacto con la solución del glicol que desciende en cada plato de la torre. Parte de la humedad es absorbida por glicol en cada plato. El gas que sale por el tope sale casi libre de la humedad, fluye a un gasoducto o una planta compresora u otro lugar de destino. El glicol se acumula en el fondo de la torre contactora y se llama glicol rico porque contiene la humedad que absorbió el gas. El glicol rico fluye al sistema de regeneración con el objeto de despojar el agua absorbida y reconcentrar el glicol. En la regeneración el glicol se calienta en el rehervidor y el agua se despoja del glicol en la torre de destilación o despojadora instalada encima del rehervidor, el agua sale por la cima de la torre destiladora. El glicol sale por el fondo del rehervidor y se llama glicol pobre el cual se recoge en el tanque de balance y se bombea nuevamente al tope de la torre contactora. El gas seco que sale por el tope de la torre contactora fluye a través de un intercambiador de calor con glicol pobre y sale por la planta a su sitio de destino. La temperatura del punto de rocío dependerá de la presión a la cual es necesario entregarlo a las redes de distribución de gas combustible e inyección.



Generalmente, el gas debe entregarse con menos de 7 libras de agua por millón de pies3 estándar de gas. El glicol rico sale a través de la válvula de control de nivel de la torre contactora y puede fluir al vaporizador con el objeto de removerle el gas y los hidrocarburos líquidos que pueda contener. El vaporizador usualmente opera a una presión ligeramente por encima de la presión del sistema de gas combustible de tal manera que el gas desprendido del glicol puede usarse como combustible en la planta de producción. El tanque vaporizador usualmente dispone de dos sistemas de control de nivel. Uno para remover los hidrocarburos líquidos y otro que controla la tasa de flujo del glicol que sale de la vasija. Los hidrocarburos líquidos que salen del vaporizador pueden fluir a un sistema de recuperación de condensados.

El glicol que sale del vaporizador fluye a un serpentín localizado en la cima de la torre destiladora del regenerador y pasa a través de un filtro para remover partículas sólidas presentes. El glicol entra al intercambiador de calor glicol pobre-glicol rico, donde el glicol se calienta por glicol pobre que procede del fondo del rehervidor.

El glicol rico entra al despojador donde la humedad que absorbió en la torre contactora es removida y sale por el tope de la torre destiladora. El glicol fluye al fondo de la torre despojadora y entra al rehervidor el cual usualmente dispone de un serpentín o tubo de juego utilizando gas combustible. El glicol del rehervidor entra al tanque de balance mencionado, de donde es succionado por la bomba la cual eleva la presión ligeramente por encima de la presión de la torre contactora. El glicol pobre pasa a través de un indicador de flujo (rotametro o similar), fluye a través del intercambiador glicol-gas donde se enfría con el gas de salida de la torre y entra por el tope de esta para iniciar el proceso de secado del gas.

Ventajas del Tratamiento con Glicol. • Proceso continuo en lugar de baches • Restitución de glicol fácil • Menos calor de regeneración por libra de agua removida, menos costos de servicios • Tolera operación con presencia de materia extraña sólida • Deshidrata hasta 0.5 libras de agua por MMPCE Desventajas del Tratamiento con Glicol. • Puntos de rocío -25 ° F requiere gas de despojo y columna Stahl • Glicol susceptible de contaminación. • Corrosivo si se contamina y descompone



Figura 6. 7: Diagrama de una Planta de Deshidratación de Glicol.

6.4.2. DIAGNÓSTICO DE PROBLEMAS OPERACIONALES

Los problemas operacionales frecuentes encontrados en una planta de deshidratación con glicol son los siguientes: 1. Formación de espuma. 2. Arrastre de glicol en el vapor de agua en la torre despojadora. 3. Corrosión. 4. Salida de gas con alto punto de rocío (contenido de humedad)

Formación de espuma: el glicol es un líquido viscoso y formara rápidamente espuma si una pequeña cantidad de hidrocarburo liquido o materia extraña se encuentra en la solución. La espuma usualmente ocurre en la torre contactora. Se caracteriza por altas perdidas de glicol reflejándose en una reducción de nivel de glicol en el tanque de balance. En algunas plantas la formación de espuma es un problema serio aunque la solución de glicol aparentemente sea limpia y donde aparentemente no hay entrada de hidrocarburo liquido a la torre contactora en la corriente de gas de entrada. En estos casos es conveniente la adición de un inhibidor de espuma al glicol con el fin de prevenir la situación anormal. Arrastre de glicol: es posible que ocurra en el vapor de agua saliendo del despojador causado usualmente por baches de hidrocarburos líquidos que entran con el glicol al sistema de regeneración. Los hidrocarburos líquidos fluyen al fondo del despojador y cuando alcance el rehervidor se evaporizaran instantáneamente. Los vapores suben por el vaporizador con suficiente velocidad para arrastrar alta cantidad de líquido en la torre despojadora. El nivel en el tanque de balance disminuirá. Hidrocarburos líquidos deben ser removidos del glicol rico en el tanque vaporizador o vasija similar.



Corrosión: cuando el gas de entrada contiene H2S Ácido sulfhídrico y CO2 dióxido de carbono la solución de glicol absorberá parcialmente estos gases y se vuelve corrosiva. El problema se contrarresta adicionando amina al rehervidor o al tanque de balance para neutralizar la acidez. Alto punto de rocío: el contenido de humedad alto en el gas de salida es casi siempre debido a baja circulación de glicol o a baja concentración. La falla de la bomba de glicol es una causa frecuente de bajo flujo. La baja concertación proviene de baja temperatura en el rehervidor del despojador o baja tasa de flujo del gas de despojo. Ejercicio No. 10: Analizar otra serie de problemas operacionales que se pueden presentar en un Planta de Glicol o en general en el proceso de Tratamiento del Gas Natural. Presentar soluciones.

PROBLEMA ORIGEN O CAUSA SOLUCIONES

6.5. TRATAMIENTO DE GAS ACIDO. Las corrientes de gas de un campo petrolero, además de que presentan vapor de agua, también pueden presentar otros contaminantes tales como: ácidos de azufre y gas carbónico Existen varias técnicas para retirar estas impurezas y tratar el gas: tratamientos con aminas, solventes físicos, destilación y tratamiento con membranas. MEA: Proceso de purificación del gas por absorción del dióxido de carbono (CO2) y el agua existente en el mismo, por medio de la aplicación de una corriente inversa de solución de momo-etanol-amina (MEA). La remoción de componentes ácidos de gas, H2S y CO2, de mezclas de gas natural tradicionalmente se ejecuta por procesos regenerativos de alcanolamina.



El gas entra en contacto con una solución acuosa de amina y el gas ácido se remueve de la corriente de gas, produciendo un gas dulce. La amina, conteniendo H2S y CO2, se calienta para remover estos componentes y es recirculada al contactor, donde continúa el ciclo.

Figura 6. 8: Diagrama de un proceso de endulzamiento de Gas.

El gas natural para su manejo, transporte y consumo debe cumplir ciertas especificaciones tales como:

Poder calorífico

Contenido mínimo de hidrocarburos líquidos

Contenido de ácido sulfúrico

Contenido de CO2

Temperatura mínima y máxima

Contenido de gases inertes.

El Gas Natural entregado al Transportador por el Agente, en el Punto de Entrada del Sistema de Transporte y por el Transportador en el Punto de Salida, deberá cumplir con las siguientes especificaciones de calidad.



6.6. ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL

Especificaciones Sistema Internacional

Sistema Inglés

1. Máximo poder calorífico bruto GHV,

Nota (1) 42.8 Mj/m3 1,150 Btu/ft3

2. Mínimo Poder Calorífico Bruto GHV

35.4Mj/m3 950 Btu/ft3

3. Contenido Líquido Nota (2) Libre de Líquidos Libre de Líquidos

4. Contenido Total de H2S máximo

6 mg/m3 0.25 grano/100 PCS

5. Contenido Total de S máximo 23 mg/m3 1.0 grano/100 PCS

6. Contenido CO2, máximo en % volumen

2% 2%

7. Contenido N2, máximo en % volumen

3% 3%

8. Contenido de inertes, máximo en % volumen Nota (3)

5% 5%

9. Contenido de oxígeno, máximo en % volumen.

0.1 0.1

10. Contenido de agua, máximo 93 mg/m3 6.0 lb/MPCS

11. temperatura de entrega máximo

49 ºC 120 ºF

12. Temperatura de entrega mínimo

4.5 ºC 40 ºF

13. Contenido máximo de polvos y material en suspensión Nota (4)

1.6 mg/m3 0.7 grano/1000 PCS

El Gas Natural entregado al Transportador por el Agente, en el Punto de Entrada del Sistema de Transporte y por el Transportador en el Punto de Salida, deberá cumplir con las especificaciones de calidad descritas en la tabla anterior. 6. 7. SISTEMA DE COMPRESIÒN DE GAS NATURAL.

El propósito de un compresor es incrementar la presión del gas. La presión del gas aumenta al reducirse su volumen inicial. En otras palabras, al reducirle el volumen inicial de un gas, su presión aumenta.

Los compresores de desplazamiento positivo aumentan la presión mediante la reducción del volumen de gas.



Figura 6.9 Sistema simplificado del proceso de Compresión de gas.

Los compresores son del tipo dinámico o de desplazamiento positivo. Los dinámicos incluyen centrífugos de flujo radial y axial y, en menor grado los de emisión parcial para bajo flujo. Los tipos de desplazamiento positivo son de dos categorías básicas: Compresores Reciprocantes y Rotatorios. El compresor reciprocante tiene uno o más cilindros en los cuales hay un pistón o émbolo de movimiento alternativo, que desplaza un volumen positivo con cada carrera. Los rotatorios incluyen los tipos de lóbulos, espiral, aspas o paletas, tornillo y anillo de líquido, cada uno con una carcasa, con uno o más elementos rotatorios que se acoplan entre sí, como los lóbulos o las espirales, o desplazan un volumen fijo en cada rotación. Una máquina compresora consta de dos grandes partes: Lado de cilindros compresores. La parte de fuerza la cual acciona los comprensores suministrándole potencia. El lado compresor de la máquina eleva la presión al gas. Está conformado por los cilindros y el cárter. • Un cilindro compresor tipo pistón consta de las siguientes partes: • Pistón. Barra. Cilindro. Válvulas. Empaquetadura.



Figura 6.10. Corte de un cilindro compresor tipo pistón

RELACION DE COMPRESION Uno de los factores importantes en la operación de un compresor es la relación de compresión: Presión de descarga absoluta dividida por la presión de succión absoluta.

Presión Absoluta = Presión Manométrica + Presión Atmosférica

Relación de compresión = (Presión de descarga absoluta) (Presión de succión absoluta)

Relación de compresión = (Presión de descarga, Psig + 14.7) (Presión de succión, Psig + 14.7)

La relación de compresión es usada para determinar el aumento de temperatura que el gas sufre durante la compresión en el cilindro y también para determinar la potencia del motor de fuerza de la máquina. 6. 8 ASPECTOS DE SEGURIDAD EN PLANTAS DE PROCESO DE GAS. En una planta de gas se encuentran presentes muchas sustancias que pueden ser muy peligrosas para las instalaciones y personas que las operan. Es necesario que todo el personal conozca completamente la naturaleza de los materiales que maneja en su respectiva área, los peligros a los que está expuesto (riesgo de inhalación, contacto con sustancias químicas, incendio o explosión) y que utilice los elementos de protección personal requeridos.



• Escapes de gas. • Peligros de Presión y vacío • Mezclas de agua e hidrocarburo caliente. • Blanqueo con gas inerte. • Precauciones Varias Ejercicio No. 11: Experiencias de campo sobre calidad del Gas según los clientes o usuarios. Aspectos ambientales y de Seguridad en el Manejo del Gas Natural.

Problemas de Calidad Manejo Ambiental Aspectos de Seguridad

6.9 - INYECCIÓN DE GAS. La inyección de gas ha sido una técnica empleada desde finales del siglo XIX, con propósitos de recuperación secundaría. La idea fue propuesta por Dinsmoor en 1864. El objetivo principal es el mantenimiento de la presión del yacimiento. En la inyección de gas puede darse un desplazamiento tanto miscible como inmiscible. La inyección de gas dentro del yacimiento puede aumentar la tasa de flujo debido a los siguientes mecanismos:

Reducción de la viscosidad.

Aumento de la energía del yacimiento.

Vaporización. TIPOS DE INYECCION.

Inyección de Gas Interna.

Inyección de gas externa.



CAPITULO 7. FACILIDADES PARA TRATAMIENTO DE AGUAS RESIDUALES Junto con el gas y el petróleo generalmente se producen ciertas cantidades de agua de formación y tratamiento de crudo que es necesario manejar en superficie, bien sea para volverla a verter a los efluentes naturales o para reinyectarla a las formaciones del subsuelo.

El agua presente en un yacimiento de hidrocarburos es generalmente salmuera, mas salina que el agua del mar y rica en cloruros de Sodio.

Estas aguas, además de llegar a la superficie a altas temperaturas, contienen contaminantes como: hidrocarburos suspendidos o disueltos, sólidos suspendidos, sales, carbonatos, sulfatos y metales pesados, entre otros, por lo cual es necesario diseñar sistemas de tratamiento adecuados para dejarla en condiciones de verterla o de reinyectarla.

AGUAS DE FORMACION.

Es un producto que mas se produce en la mayoría de campos petroleros que genera un alto impacto en la economía especialmente por los problemas ambientales asociados a su extracción y manejo en superficie. Reutilización:

• Alimentación para generadores de vapor • Riego • Consumo en vías. • Enfriamiento de motores y otros equipos de las baterías de producción. • Recuperación Mejorada de petróleo.

Disposición:

• Disposición en cuerpos de aguas superficiales (Vertimiento en ríos, lagos, mares) • Inyección en la formación para disposición (Roca almacenadora no productora) • Re-inyección en la formación como EOR o mantenimiento de presión. PROCEDENCIA DE LAS AGUAS.

Separadores trifásicos

Tratadores térmicos

“ Gun Barrels ” y “ FWKOs”

Separadores de prueba

Drenaje de tanques



Canales recolectores

Lavado de herramientas

Laboratorio

Aguas lluvia

Agua de desalado de crudo

Sistemas de Tratamiento de aguas: Sistema cerrado: el sistema es diseñado para evitar el contacto del agua con el oxígeno.

Sistema abierto: en un sistema abierto no se excluye el oxígeno y por el contrario, se busca airear el agua. PRINCIPIOS DE SEPARACION AGUA-ACEITE.

Dispersión: cuando se aplica movimiento (energía) a una gota de aceite se divide en partículas más pequeñas, que a su vez chocan entre sí coalesciendo y formando partículas más grandes favoreciendo su ascenso y separación.

Coalescencia: unión de pequeñas gotas de aceite para formar gotas de mayor tamaño.

Flotación: Inyectar gas natural al agua, para que se junte con las partículas de aceite y sacarlas a superficie en forma de burbujas.

7.1. EQUIPOS PARA TRATAMIENTO DE AGUAS.

Figura 7.1. Esquema de equipos requeridos para tratamiento de aguas.



ETAPAS DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO. Para garantizar la calidad requerida por los yacimientos, el tratamiento del agua de producción debe realizarse en tres etapas:

Etapa de tratamiento primario. Consiste en la remoción del aceite libre presente en el agua de producción por medio de separación por gravedad. Entrada: 300 a 10.000 ppm de aceite y sólidos en suspensión (TSS). Salida: 10 – 300 ppm de aceite y sólidos. Proceso: la separación se da especialmente por gravedad.

Etapa de tratamiento secundario. Consiste en la remoción del aceite emulsionado, el cual tomaría demasiado tiempo separar por gravedad y se utiliza la flotación o separación gravitacional mejorada. Entrada: 100 a 500 ppm de aceite y solidos (tss). Salida: 5 – 30 ppm de aceite y sólidos. Proceso: la separación se da por aumento diferencia de densidades (inyección de gases) o paso por filtros.

Etapa de tratamiento terciario. Consiste en la remoción de los sólidos suspendidos con filtros o membranas de un tamaño tal que impida el taponamiento de la garganta de poro en la formación. Entrada crudo: < 100 ppm de aceite. Salida: < 5 ppm de aceite. Solidos: menor a 10 ppm. Importante el tamaño de partícula

Figura 7. 2 Etapas para el tratamiento de aguas.



Métodos y Equipos de Tratamiento. Para el tratamiento de las aguas de producción se utilizan varios métodos y equipos dependiendo de la caracterización del agua a tratar y de la calidad agua requerida. Dentro de los principales métodos de tratamiento están la: Separación Gravitacional, Coalescencia Mejorada, Flotación, Centrifugación y Filtración.

Separación Gravitacional. Es el método más comúnmente usado para el tratamiento del agua de producción.

Un desnatador o caja API consiste en una caja en concreto provista de cuatro sesiones:

Sección de entrada compuesta por una caja en concreto donde se distribuye el fluido al sistema de desnatadores.

La sección deflectora en la cual el fluido choca con un bafle en concreto y hace que el fluido pase de turbulento a laminar. En esta sección generalmente se tiene un tubo desnatador que permite retirar parte del arrastre de crudo.

Luego se tiene la sesión de estabilización en la cual se retira el 100% de la carga de aceite. Finalmente se tiene la sesión de vertimiento y en la cual se pueden aplicar productos químicos tales como floculantes y coagulantes para el tratamiento de agua de vertimiento. Ventajas de los separadores API:

Habilidad de procesar aguas residuales con altas concentraciones de TTS, hasta 20,000 ppm.

Recolector no metálico, resistente a la corrosión y fácil de instalar. Remoción de aceite concentrado Se ajusta a las variaciones en el flujo y la carga.

Trampas de grasas y aceites.

Diseño simple y de bajo costo.

Tratamiento inicial en cabeza de pozo.

El clima influye en su desempeño.

La falta de mantenimiento los convierte en focos de contaminación

Sirven para separar aceite libre Separadores API.

Ampliamente utilizados en la industria.

Constituye el tratamiento inicial en estaciones.



Separa partículas mayores de 150 micrones.

Su diseño responde a la Ley de Stokes.

Requieren mantenimiento periódico.


Eficiencia de remoción no mayor del 50%. Tanques desnatadores (Skim Tank).

Altos tiempos de residencia.

Diseños basados en la ley de Stokes.

Operación relativamente sencilla.

Altamente afectados por los cambios en las ratas de flujo.

Requieren sistemas de relevos para su mantenimiento.

Ocupan una gran área para su instalación.

Figura 7.3 Tanque desnatador (Skim Tank)

Piscinas o lagunas de sedimentación, oxidación y aireación Generalmente los sistemas cuentan con dos piscinas: la piscina de tratamiento en la cual se recupera parte del aceite que haya pasado en el tratamiento anterior y se realiza el proceso de clarificación para dejar el 100% de los sólidos suspendidos.

En la segunda piscina de estabilización y aireación se deja el agua en condiciones de vertimiento libre de fenoles y temperatura adecuada para ser vertida al ambiente sin que cause daños ecológicos. Lagunas de sedimentación, oxidación y aireación

Tratamiento final antes de verter al ambiente.

Biodegradación compuestos orgánicos disueltos.



Sedimentación y biodegradación de sólidos.

Remoción de aceite generalmente poco eficiente.

Requiere grandes extensiones de tierra.


Alternativa: aireación mecánica y biofiltros.

Figura 7.4. Piscinas y enfriamiento de agua

Separadores de Placas: Coalescencia Mejorada. Para acelerar la Separación Gravitacional se utilizan las placas coalescedoras. Su función es permitir la formación de gotas grandes a partir de gotas más pequeñas para incrementar la velocidad de ascenso y disminuir los tiempos de retención en los equipos.

Las placas coalescedoras pueden ser adaptadas en cualquier tipo de separador. Los interceptores de placas corrugadas - CPI placas paralelas –PPI-, separadores de flujo cruzado y coalescedores son equipos ofrecidos comercialmente con este aditamento.

Separadores de placas:

• • Compactos, buenos como 1ra etapa de tratamiento • Se taponan cuando hay gran cantidad de sólidos • Mantenimiento frecuente con crudo parafínico • Corrugadas mejor que flujo cruzado mejor que paralelas • Usar en sistemas con bajo contenido de sólidos



Figura 7.5: CPI de Placas coalescentes.

FLOTACIÓN

La flotación es un proceso utilizado para la remoción de aceite emulsionado y sólidos suspendidos. La separación del aceite se logra mediante la adición de finas burbujas de gas o aire al agua de producción. En la medida que las burbujas ascienden dentro de la fase acuosa, entran en contacto con las pequeñas gotas de aceite y/o se adhieren a las partículas sólidas, arrastrándolas a la superficie del agua, donde forman una espuma que es retirada de los equipos por medios mecánicos.

Figura 7.6: Celdas de Flotación.



La liberación de gas dentro del agua se puede realizar por medio de rotores, venturis o por descompresión súbita del agua. Para un mejor desempeño de este tipo de equipos es necesaria la inyección de agentes rompedores de emulsión inversa.

Los equipos que utilizan el mecanismo de flotación se conocen como celdas de flotación por gas inducido (IGF) y unidades de flotación con aire disuelto (DAF).

Factores que influyen en la flotación

Consumo: 0.5 pies cúbico/Barril (disuelto), 35 pies cúbicos /Barril (IGF)

Salinidad: hasta 3 - 4 % de NaCl la eficiencia aumenta

Carga de aceite: Opera entre 50 - 500 ppm.

Temperatura: La eficiencia aumenta hasta 200 F.

Polielectrolitos: Aumentan la eficiencia

Celdas de flotación

Más pequeños y eficientes que los tanques de asentamiento

Eficiencia del 95 % en la remoción de aceite

Requieren inyección de químico

El tratamiento de los desnatados es delicado

Es sensible al movimiento en plataformas

Los cambios de rata de flujo afectan en gran medida su eficiencia

FILTRACIÓN Este proceso está dirigido a la remoción de los sólidos suspendidos o pequeñas partículas. Los equipos utilizados generalmente son filtros de lecho, el cual puede estar constituido por grava, antracita, gránate o cascarilla de nuez y avellana para remover partículas de hasta 1 micrón de diámetro.

Características de la Filtración • Remueven sólidos de aguas de inyección • No se deben diseñar para remover aceite • Última etapa del tratamiento de agua

Tipos de filtros:

• Lecho/lecho doble de arena ,antracita/granate, cáscara de nuez • Cartucho: Plegado, enrollado • Recubiertos: Torta seca

Filtración – Filtros de lecho • Fáciles de usar, retrolavables



• Altas ratas de flujo • Costos altos • Baja tolerancia al aceite • Altos volúmenes de retrolavado (10 % de la carga) • La selección y dosificación de químicos es crítica

Figura 7.7 Sistema de Filtración de aguas.

Filtración – Cáscara de nuez

El período de normalización es crítico

Utiliza el agua de filtración para el retrolavado (3 % de la carga)

Lecho filtrante: cáscara de nuez y avellana

Remueve 95 % de partículas > 3 m

Toleran aceite hasta 50 ppm, pero hay migración

Altas ratas de flujo 13.5 gpm/pie2

Estos tratamientos pueden resultar muy costosos para los grandes volúmenes de producción que se manejan en los campos petroleros y además se requiere el manejo de subproductos como: sales, carbonatos y sulfatos que exigen técnicas especiales para su manejo y disposición.

Agua

del

Ret

rola

vado

4”f

8”f

4”f x 150 lbs, RF

3/4”f x 3,000#

Agua

par

a

Filtr

aci

ón

A

C

B

F

Agua Filtrada

2”x150#

2”

2”

Filtración

D



SELECCIÓN DEL TIPO DE FILTROS

• Hacer pruebas piloto con filtros a escala y agua de interés. • Evaluar bajo condiciones idénticas. • Variables a medir: distribución tamaño de partícula, sólidos suspendidos y caída de

presión versus tasa de filtración. • Los ciclos de retrolavado deben ser evaluados para optimizar esta operación. • Monitoreo de filtros • Evaluación periódica de: turbidez, sólidos suspendidos y medidas de calidad de

agua (incluye grasas y aceites). Tanques de almacenamiento:

Obteniendo el agua filtrada con el filtro de cáscara de nuez, se almacena en tanques con una capacidad determinada de barriles donde finalmente va a ser tomada por las bombas triplex de desplazamiento positivo para ser inyectada en los pozos inyectores. Tratamiento de residuos Sólidos: los desechos producidos en los diferentes equipos de tratamiento de aguas y del lavado de los filtros, generalmente se tratan de acuerdo con los siguientes procesos:

Decantación

Disposición de sólidos.

Decantadores utilizados en el tratamiento de aguas de retrolavado de los filtros. • Son tanques diseñados (Norma API) con dimensiones específicas, de acuerdo a

la necesidad de operación.

• Su objetivo es separar gravitacionalmente las natas, lodos y agua.

• Llenado: Se estima de 12 - 15 minutos, depende del flujo de entrada.

• Decantación: Se estima de 8 a 10 horas.

• Desocupación: Se produce por tres condiciones, a- Manual, b- Automático (tiempo) y c- Solicitud del filtro (Pd > 16psid).

Proceso de Separación. Separación mecánica: se separan las partículas grandes y pesadas.

Coagulación: requiere reacción química.

Floculación: requiere fuerzas electrostáticas.



Sedimentación: depende del régimen de flujo, tamaño de partículas, viscosidad

del crudo.

Espesamiento: se concentran los sólidos.

Secado: los sólidos son secados para poderlos disponer.

Lechos de secado: el propósito de este proceso consiste en facilitar la remoción de los sólidos, para lo cual se hace necesario que el agua presente en la solución sea extraída. Deshidratación de los lodos.

7.2. CARACTERIZACIÓN DE LAS AGUAS

CALIDAD DEL AGUA PARA VERTIMIENTO

En algunos casos, las aguas de producción tienen un contenido bajo de sales disueltas y metales lo que permite su tratamiento y vertimiento en superficie, cumpliendo las normas ambientales vigentes.

Sin embargo, esta situación rara vez se presenta y la sola remoción del aceite y sólidos suspendidos del agua no la califican para ser vertida en superficie, por lo que la alternativa de la reinyección es la más favorable desde el punto de vista económico, técnico y ambiental.

Tabla 7.1 Normas para Vertimiento de agua.



La selección del proceso de tratamiento de agua de producción tiene como objetivo

principal garantizar que el efluente del sistema cumpla con la calidad requerida para

inyección en los yacimientos o con las regulaciones ambientales establecidas por las

autoridades, de tal manera que al ser vertidas se cause el mínimo impacto sobre el

medio ambiente.

7.3. CALIDAD DE AGUA PARA REINYECCIÓN

La calidad del agua de inyección está determinada por la selección y caracterización de la formación receptora.

TRATAMIENTO BACTERIOROLOGICO DE LAS AGUAS. Diseñado para remover materia orgánica y componentes nitrogenados o fosforados. Normalmente se aplica a aguas a las cuales se les ha removido los sólidos y el aceite. Utilizado para poder alcanzar un efluente con concentraciones permitidas y cumplir con el límite de la demanda bioquímica de oxígeno.

Tratamiento Químico: para el tratamiento químico del agua residual producto de la producción de petróleo se debe tener en cuenta los siguientes problemas como los más importantes a tratar:

a. Corrosión b. Incrustaciones c. Aceite en agua – Sólidos en Suspensión.

7.4 CONSIDERACIONES GENERALES PARA LOS SISTEMAS DE INYECCIÓN DE AGUAS.

Cumplir con la obligación de la resolución 017 de Enero de 1996 del Ministerio de Medio Ambiente, artículo séptimo donde se impone la necesidad de reinyectar el agua residual de producción de petróleo, según sus características que hacen daño al sistema del medio ambiente.

Formación Productora (Inundación)

Formación No-Productora (Disposición).

Se pueden presentar problemas de incompatibilidad. Formación Productora (Inundación). Consiste en inyectar el agua producida en la misma formación productora. Existe bajo riesgo de incompatibilidad entre el agua



inyectada, los fluidos y la roca de yacimiento y además se puede utilizar como mecanismo de recuperación mejorada por inyección de agua.

Figura 7.8: Esquema inyección-producción

Porque se inyecta el agua Coproducida?

Restituir la presión del Yacimiento.

Mejorar el barrido del Petróleo.

Evitar daños ambientales. Formación No-Productora (Disposición). Consiste en inyectar el agua en una formación que no se encuentra en explotación, ya sea porque tiene poco interés comercial o porque es un acuífero. En este caso se pueden presentar problemas de incompatibilidad, aunque dependiendo de las características de la misma, estas formaciones pueden presentar condiciones más favorables de presión y caudal de inyección que en el caso de la formación productora. Una vez seleccionada la formación receptora, se establece una caracterización de aguas producidas.

Dicha caracterización consiste en determinar la calidad y predecir la tasa futura de producción de agua con el fin de conocer el tipo y cantidad de contaminantes, como también los volúmenes presentes y futuros a disponer o reinyectar. También se requieren análisis del agua de formación. Estos análisis se realizan con el fin de determinar si las aguas de producción son compatibles o no con la formación y para establecer especificaciones de diseño para los equipos de tratamiento.



El agua inyectada a los pozos debe ser de excelente calidad.

Es necesario retirar los sólidos con filtros.

El acondicionamiento consiste en colocar un adecuado PH, un bactericida, un inhibidor.

El agua inyectada nunca debe tener grasas y aceites.

Si las arenas no son muy permeables, es necesario adicionar al proceso un sistema de filtros.

Un porcentaje de oxigeno alto es muy perjudicial, pues favorece la oxidación y el aumento en las colonias de bacterias.

Una baja calidad del agua puede indicar un problema en el tratamiento del crudo, el cual puede estar relacionado con el tiempo de retención muy corto, selección errada del desemulsificante, recirculación de corrientes de desecho, altas caídas de presión entre separadores, entre otros aspectos.

Las facilidades de superficie asociadas con la inyección de agua se pueden dividir en dos partes: Las facilidades para la: obtención del agua de inyección requerida.

Las facilidades utilizadas para la: distribución y tratamiento del agua hacia los

pozos de inyección.

7.5. BOMBAS DE INYECCION DE AGUA.

PUEDEN SER:

Turbinas.

Bombas centrifugas de varias etapas.

Bombas de desplazamiento positivo. ENERGIA UTILIZADA.

Energía eléctrica.

Gas para mover las turbinas.

Combustibles líquidos. PRESION DE OPERACIÓN.

La presión de operación debe estar por debajo de la presión de fractura de la formación.

Las presiones manejadas generalmente estan entre 500 – 4000 psi.



AREAS DE UNA PLANTA DE INYECCION.

1: Desnatadores y recirculación de crudo 2: Tanques y Bombas de Filtración 3: Tanques y bombas de inyección de Agua 4: Decantadores y lechos de secado 5: Subestación de Generación eléctrica. 6: Suministro de gas y de aire. 7: Centros de control de motores y PLC

7.6. MUESTREO Y ANÁLISIS DE AGUAS RESIDUALES.

Existen técnicas estándar de muestreo y análisis dependiendo del tipo de contaminante. Las características físicas más importantes de las aguas de producción son:

Temperatura. La temperatura y sus fluctuaciones son importantes en las consideraciones de diseño para el sistema de tratamiento de agua. Los minerales más comunes que forman incrustaciones muestran una solubilidad inversa con la temperatura, lo que significa que la solubilidad disminuye cuando la temperatura aumenta. Adicionalmente un aumento en la temperatura aumenta la tasa de corrosión.

Contenido de Sólidos y Distribución de Tamaño de Partícula. Las aguas producidas contienen sólidos suspendidos los cuales pueden taponar la formación receptora, causando una reducción en la inyectividad. El contenido de sólidos y la distribución de tamaño se utilizan para el diseño del equipo de separación y filtración. La identificación del tipo de sólidos: arena, arcilla, óxidos, carbonatos, sulfatos, asfáltenos y compuestos orgánicos, puede indicar alguna operación incorrecta susceptible de ser evitada o mejorada. La concentración de sólidos, combinada con la tasa de flujo, indica la masa de sólidos a ser removidos y manejados. El tamaño de los sólidos indica el tipo de filtro a utilizar. El contenido de sólidos se determina por filtración. La distribución y tamaño por medio de equipos de difracción de rayos láser o microscopía.

Turbidez. Indica la calidad relativa del agua. Se mide en unidades de turbidez, NTU, con turbidímetros.

Contenido de Aceite. El aceite disperso en el agua forma coágulos con los sólidos y puede taponar la formación. Además el aceite puede inhabilitar el sistema de filtración. El contenido de aceite se determina por métodos gravimétricos o colorimétricos.



Análisis de Corrosión. Es muy importante determinar la tasa de corrosión (generalmente en milésimas de pulgada por año, mpy) para el diseño de los equipos y del tratamiento para control de la corrosión. Se determina con cupones y probetas de corrosión en campo o laboratorio. Análisis Bacterial. Las bacterias causan corrosión o taponamiento de la formación. Existen bacterias Sulfatorreductoras (generadoras de H2S), bacterias de hierro (depositadoras de Hierro) y formadoras de lodo (slime). Es necesario hacer cultivos para determinar la clase, especie y concentración de bacterias en el agua y para diseñar el tratamiento de control.

Las características químicas más importantes de las aguas de producción son:

Ph. Es un indicador del carácter ácido (Ph<7) o básico (Ph>7) de un agua de producción. Tiene influencia en la precipitación de sólidos o incrustaciones y en la tasa de corrosión. Sales Disueltas. Todas las aguas de producción contienen sólidos disueltos, principalmente cloruro de sodio. Los cationes disueltos son normalmente: Na+, Ca++,

Mg++, Ba++, Fe++, Sr++. Los aniones son: Cl , SO 4 , HCO

3 , CO 3 , y S . Su

concentración se determina por colorimetría, titulación o absorción atómica en el caso del Bario y Estroncio.

Gases Disueltos. Los gases disueltos que causan mayor preocupación son el Oxígeno (O2), Dióxido de Carbono (CO2) y Sulfuro de Hidrógeno (H2S). Su concentración se determina por olorimetría y/o titulación. El O2 es el agente corrosivo más serio que participa en los mecanismos de corrosión con el agua en los campos petroleros. Reacciona con el hierro de la tubería y equipos para producir agentes taponantes. Debe mantenerse en concentraciones menores a 0.02 ppm. El CO2 forma ácido carbónico cuando se disuelve en agua. Produce corrosión del hierro. El H2S en contacto con el Hierro produce Sulfuro de Hierro el cual puede acelerar la corrosión o actuar como un agente taponante. Las aguas de producción que contienen H2S se conocen como amargas. Las aguas de producción y los yacimientos pueden volverse amargos por la actividad de las bacterias Sulfato Reductoras. Compatibilidad. La prueba de compatibilidad de aguas se efectúa con el fin de determinar si existen diferencias entre la química o la temperatura del agua que causen o formen precipitados, cuando el agua a inyectar se mezcla con el agua encontrada naturalmente en la formación receptora.



Comúnmente, el carbonato de calcio es el principal problema, aunque el Bario, Calcio, Magnesio y Estroncio pueden también formar precipitados de sulfatos o carbonatos. Algunos precipitados comunes son: Carbonato de Calcio (CaCO3- calcita), Sulfato de Bario (BaSO4 –barita) y Carbonato de hierro (FeCO3 –siderita).

Resumen de los métodos y equipos de tratamiento En el siguiente cuadro se presenta un resumen de los principales métodos utilizados para el tratamiento del agua así como de los equipos que emplea cada método y el tamaño de partícula capaces de remover.

Tabla 7.2 Métodos y equipos para tratamiento de aguas.

7.7. SISTEMAS INTEGRADOS DE TRATAMIENTO Este enfoque reconoce que el tratamiento del agua es una parte integral de un sistema de procesamiento de crudo y tiene en cuenta la relación entre el tratamiento químico y mecánico y la interacción entre unidades de operación en un sistema de tratamiento de agua, por lo que cada unidad debe ser diseñada, operada y controlada como parte de un sistema de tratamiento total.



Ejercicio No. 12: Experiencias de campo sobre calidad del agua según se utilice para inyección o para vertimiento. Aspectos ambientales y soluciones encontradas en el manejo del las aguas de producción en campos petroleros o de gas.

Problemas en Calidad Manejo Ambiental Soluciones encontradas

EXITOS.

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NOTAS Y COMENTARIOS GENERALES

Ejercicio final: De acuerdo con los datos suministrados para un determinado campo de producción de hidrocarburos:

1. Establecer unas curvas de comportamiento con el tiempo de los fluidos producidos (crudo, Gas y agua, según la presión existente en el yacimiento.

2. Proponer un diagrama de flujo simplificado para realizar los procesos de recolección, separación y tratamiento del crudo.

3. Qué propuesta sugiere para el manejo del gas?

4. Que alternativas se tendrían para el agua?

Memorias Facilidades de Produccion 2014

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