Oper_Facilid_Prod curso..pdf
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O p e r a c i ó n d e F a c i l i d a d e s d e P r o d u c c i ó n p a r a O p e r a d o r e s
Sistemas de Producción
Estaciones Recolectoras
Separación Gas-Líquido
Separación Bifásica y Trifásica
Almacenamiento del Crudo
Tratamiento del Crudo
Proceso de Calentamiento
Sistemas de Instrumentación y control
Criterios de Optimización
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
Operación Facilidades de Producción para Operadores
S o l u c i o n e s I n t e g r a d a s p a r a l a I n d u s t r i a P e t r o l e r a
Sistema de Producción
Operación Facilidades de Producción para Operadores
Sistema de Producción
1. Concepto
2. Diagrama Esquemático del Sistema de
Producción
3. Facilidades de Superficie
• Consideraciones Generales
4. Redes de recolección y distribución de
fluidos
• Redes Multifásicas
• Tipos De Redes Multifásicas
• Criterios Para El Dimensionamiento
• Líneas De Flujo /Gas/Recolección
Desalación
Ablandamiento
Desoxigenación
Filtración
Desnatación
Limpieza
Tratamiento(Endulzamie
nto)
Deshidratación
Recuperación
Azufre
Remoción
CondensadoCondensado
Ventas
Quemado
Azufre
Gas ÁcidoH2S y CO2, etc.
Cabezal Del Pozo Recolección
Gas
Petróleo
Agua
ArenaDesecho
DisposiciónReinyección
AlmacenamientoOleoducto
Estabilización
Deshidratación
Estabilización
SeparaciónFases
Yacimiento
Pozo
Sistema de Producción
Desalación
AblandamientoDesoxigenación
FiltraciónDesnatación
Limpieza
Tratamiento(Endulzamiento) Deshidratación
RecuperaciónAzufre
RemociónCondensado
Condensado
CompresiónGasoductosReinyecciónQuemado
Ventas
Quemado
Azufre
Gas ÁcidoH2S y CO2, etc.
Cabezal Del Pozo Recolección
Gas
Petróleo
Agua
ArenaDesecho
DisposiciónReinyección
AlmacenamientoOleoducto
AlmacenamientoPoliductos
Estabilización
Deshidratación EstabilizaciónSeparaciónFases
Yacimiento
Pozo
El sistema de producción, está formado por el
yacimiento, la completación, el pozo y las facilidades de
superficies.
El yacimiento es una o varias unidades de flujo del
subsuelo creadas o interconectadas por la naturaleza.
Mientras que la completación (Perforaciones o
Cañoneo), el pozo y las facilidades de superficies e
infraestructura son construidas por el hombre para la
extracción, almacenamiento, medición, tratamiento y
transporte de los hidrocarburos extraídos de los
yacimiento.
CONCEPTOS
Sistema de Producción
Sistema de Recolección
Cabezal Del Pozo
Gas
Petróleo(Aceite)
Agua
Arena
Separaciónde Fases
CONCEPTOS
Cabezal de Pozo: Se refiere al punto que se encuentra más al tope de un pozo y de la estructuraconstruida sobre él. Los cabezales incluyen equipo de control como salidas, válvulas, prevención deestallido, revestimiento, tubería y árboles de Navidad.
Sistema de Recolección: Las redes de flujo y facilidades de proceso que transportan y controlan el flujode crudo o gas desde los pozos a facilidades de almacenamiento, planta de procesamiento o punto deenvío. También es llamado facilidad de recolección.
Separación de Fases: Una operación en la que la corriente del pozo es pasada a través de dos o másseparadores arreglados en serie. Su objetivo es maximizar la recuperación de hidrocarburo líquido ysuministrar máxima estabilización a las fases resultantes (líquido y gas) que salen del separador final.
Sistema de Producción
Exploración y Producción
Geología deYacimiento
Geociencias Ingeniería de Petróleo
Ingeniería deFacilidades
Diseño deInstalacionesde Procesos
Geofísica
Geología deExploración
Perforación
Simulación deYacimientos
Gerencia de Yacimientos
Gerencia deProducción
Definición deSistemas de Pozos
Definición deProcesos
Poliductos
Manifolds
Automatización
IngenieríaProducción
Descripción deYacimientos
ESQUEMA INTEGRADO DEL PROCESO EXPLORACIÓN-PRODUCCIÓN
Sistema de Producción
Sistema de Producción
Conocimiento Integral • Yacimientos • Perforación• Producción (habilidad
operacional/técnica)• Instrumentación• Automatización• Sistemas de Emergencia• Seguridad, Higiene, Ambiente• Normas
Conocimiento de los Procesos / SoporteTécnico
Calidad del Dato
Mantenimiento, Confiabilidad y
Control del Proceso
PROCESO DE PRODUCCIÓN
Sistema de Producción
La unidad principal de producción
lo constituye el pozo, el cual tiene
su nacimiento con la perforación y
completamiento del mismo en el
yacimiento productor.
El operador de producción debe
garantizar la operación segura y el
mantenimiento óptimo de los
pozos, además de poseer
conocimientos de los métodos de
producción y sus principios de
operación.
EL POZO: UNIDAD DE PRODUCCIÓN
Sistema de Producción
Estos pozos tienen capacidad de fluir por si solos en forma natural, debido a que la
energía del yacimiento, en el cual fue completado como pozo productor, es suficiente
para hacerlos fluir hasta la superficie. Los pozos de flujo natural son ayudados
básicamente por la energía contenida en el gas, al empuje del agua o a ambos
combinados.
POZO: FLUJO NATURAL
Sistema de Producción
La bomba de cavidad progresiva es esencialmente
un helicoide simple (rotor), el cual rota excentricamente e
internamente en un cuerpo doble helicoidal (estator) de
un mismo diametro y dos veces el paso del rotor.
El rotor gira dentro del estator formando una serie de
cavidades selladas,a partir del cual el fluido se desplaza
desde el “intake” hasta la descarga de la bomba. Cuando
una cavidad abre, la cavidad opuesta se cierra
exactamente a la misma rata. Debido a ello se obtiene un
flujo constante no pulsante.
Está compuesto por un motor y una caja reductora de velocidad acoplada al cuadrante de la
cabilla de torque en superficie. Para establecer el movimiento rotatorio se conectan con un
sistema de correas o por un acople directo del motor a la caja reductora.
POZO: BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA
Sistema de Producción
El bombeo electrosumergible (BES) es un método
muy efectivo y económico si se compara con la
infraestructura necesaria para el levantamiento por
gas, sin embargo, se requiere de suministro eléctrico
local.
Un sistema BES típico está compuesto por un motor
eléctrico trifásico, una sección sellante denominado
protector, un separador de gas y una bomba
centrífuga multi-etapa como equipo de fondo,
mientras que en superficie se requiere un banco de
transformadores y un panel de control para
suministrar la energía y controles apropiados al
equipo de fondo.
POZO: BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
Sistema de Producción
Sus componentes básicos son:
Tubería de Producción
Cabillas
Bomba de Subsuelo
Ancla de Gas y Ancla de Tubería
Los componentes del equipo de superficie lo conforman:
Unidad de bombeo, Motor de la unidad y el Cabezal. El
funcionamiento en conjunto de dichos elementos
constituyen el sistema de bombeo mecánico, para
transmitir la energía adicional al pozo y transportar
fluido desde el fondo hasta la superficie.
El levantamiento artificial por bombeo mecánico es uno de los métodos mas tradicionales
de la industria petrolera. Lo constituyen los equipos de subsuelo y superficie. El primero,
adaptado a la completación original del pozo.
POZO: BOMBEO MEÑCANICO BALANCÍN
Sistema de Producción
El propósito principal de un pozo de levantamiento
artificial por gas, es crear un área de BAJA PRESION
dentro del a tubería de producción, de tal manera que
la presión del yacimiento pueda impulsar el petróleo
dentro de ella a una rata deseada.
TIPOS DE LEVANTAMIENTO POR GAS:
Continuo: Para pozos con alta a mediana energía
(presiones estóticas mayores a 150 lpc/1000 pies) y de
alta a mediana IP (<0.5 bpd/lpc). Capaces de altas tasas
de producción con elevados niveles de presion de gas
disponible en superficie.
Intermitentes: Pozos con baja y mediana energía
(menores a 150 lpc/1000 pies). Baja productividad o
pozos en vias de agotamiento, menores a 100 bpd.
POZO: LEVANTAMIENTO POR GAS
Sistema de Producción
Consiste en determinar el caudal de fluidos producido por el pozo (liquido y gas total)
mediante un equipo de medición (separadores, vortex, placas, turbinas, etc.), de acuerdo a un
procedimiento estándar. El contenido de agua y la medida del gas de levantamiento (si aplica),
se utiliza para determinar el caudal neto y el gas de formación.
PRUEBADE
POZOS
DATOSMANUAL
AUTOMATICA
CALIDADDATOS
REVISIONMANUAL
TRANSACCIONAUTOMATICA
(PROGRAMAC)
RECHAZO
BASESDE
DATOS
ANALISISCONDICION POZOS
IPDAÑO
MODELAJEESTATICO
MODELAJEDINAMICO
EVAL. PROC.RECUPERAC
Análisis de PozosAnálisis de Yacimientos• CANDIDATOS A RA/RC
• SERVICIOS
• CAMBIOS DE METODO
• ESQUEMA EXPLOTACION
• INYECCION FLUIDOS• NUEVOS POZOS• RE-DRILL• FRENTES DESPLAZAMIENTO
• RESERVAS
PRUEBAS DE POZOS: DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Sistema de Producción
---------
--
-
-
-
---
-
-
-
ESTACION DE FLUJO
PLANTA DE GAS
PATIO DE TANQUES
MULTIPLE DE GAS LIFT
POZO
GAS AREINYECCION
PETROLEOA VENTAS
PRUEBAS DE POZOS: DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Sistema de Producción
INDICADORES CLAVES DEL PROCESO: EJEMPLOS
Sistema de Producción
Monitoreo de Datos: Mide la disponibilidad y frecuencia de
seguimiento a los datos.
Pozos Activos Probados al Mes: Indicador de eficiencia.
Medidas Integrales: Indicador de sincronización de los
parámetros de la medida en un margen de tiempo
determinado.
Calificación de la Pruebas: Indicador de Calidad
Condición de Rechazo: Mide atributos de Baja Calidad
Edad Pruebas No Malas: Mide la edad de la data.
Factor de Campo: Razón entre lo medido en Patio y lo
estimado (medida a pozo). Representa el nivel de
Conciliación de Datos.
INDICADORES CLAVES DEL PROCESO
Sistema de Producción
0,30,40,50,60,70,80,91
1,11,21,3
ENE‐01 FEB‐01 MAR‐01 ABR‐01 MAY‐01 JUN‐01 JUL‐01 AGO‐01 SEP‐01
Factores de Campo Activo de Petróleo
FC BN FC GF FC GL
0,30,40,50,60,70,80,91
1,11,21,3
ENE‐01 FEB‐01 MAR‐01 ABR‐01 MAY‐01 JUN‐01 JUL‐01 AGO‐01 SEP‐01
Factores de Campo Activo de Petróleo
FC BN FC GF FC GL
Es necesario establecer la correspondenciaentre las medidas de producción en campo,con la medición de aceite en el patio detanques.
Esta relación de correspondencia determinaen un alto grado el nivel de precisión denuestro sistema de medición.
Hay varios niveles de reconciliación de datos que se manejan mediante factoresde campo, el primero de ellos es reconciliar la suma de las medidas individualesde pozos con la medición a nivel de la estación recolectora.
En segundo termino, la reconciliación de los medidores de las estacionesrecolectoras con la medición a nivel de punto de entrega o de transferencia decustodia.
INDICADORES CLAVES DEL PROCESO: FACTOR CAMPO
Sistema de Producción
Es necesario establecer la correspondencia entre las medidas de producción
en campo, con la medición de aceite en el patio de tanques.
Esta relación de correspondencia determina en un alto grado el nivel de
precisión de nuestro sistema de medición.
Hay varios niveles de reconciliación de datos que se manejan mediante
factores de campo, el primero de ellos es reconciliar la suma de las medidas
individuales de pozos con la medición a nivel de la estación recolectora.
En segundo termino, la reconciliación de los medidores de las estaciones
recolectoras con la medición a nivel de punto de entrega o de transferencia de
custodia.
INDICADORES CLAVES DEL PROCESO: FACTOR CAMPO
Sistema de Producción
Proceso secuencial que permite cuantificar los volúmenes de fluidos producidospor un pozo. Proceso de producción:
Completación del Pozo.
Producción crudo y gas a estación.
Separación, tratamiento y usos de los fluidos.
Descripción general del proceso de prueba de pozos:
Actividades en el pozo.
Actividades en la estación.
Importantes aspectos de SHA en las pruebas de pozos:
Aspectos a verificar en el pozo.
Aspectos a verificar en la estación.
PRUEBAS DE POZOS
Sistema de Producción
DATOS OBTENIDOS DE LA PRUEBA Y CÁLCULOS A REALIZAR
• Volumen de petróleo y gravedad API.
• Volumen de gas y relación gas-petróleo (RGP).
• Volumen de agua.
• Datos de presión.
LOS RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE POZOS PERMITEN
• Determinar la producción por pozo, campo y yacimiento.
• Detectar pozos y sistema de producción que requieren intervención.
• Preparar programas para reparar, reacondicionar y cambiar métodos de
producción.
PRUEBAS DE POZOS
Sistema de Producción
ACTIVIDADES EN EL POZO
• Condiciones físicas del cabezal.
• Condiciones de los instrumentos del pozo
• Estado y condiciones de manómetros
• Estado y condiciones de los registradores
• Reporte de fallas y correcciones a equipos
EL OPERADOR DE PRODUCCIÓN DEBE PODER DETERMINAR EN EL POZO
• Que los equipos e instrumentos cumplen con las normas de SHA para
realizar exitosamente la prueba de producción.• Las anomalías que impidan la realización de la prueba programada.
PRUEBAS DE POZOS
Sistema de Producción
Condiciones Físicas y Operaciones en el Cabezal:Determinar condiciones inseguras.
Fuga de crudo y/o gas y estado de corrosión de los equipos.
Verificar condiciones de producción.Estado de válvulas y línea.
Determinar fluidos del pozo y su temperatura.Toma de la muestra del pozo.
Condiciones de los Instrumentos del Pozo:Estado y condiciones de manómetro.
Utilizar para la presión de trabajo y ajustar a cero. Estado y condiciones de los registradores.
Verificar ajuste a cero, condiciones y colores de agujas.
ACTIVIDADES EN EL POZO
Sistema de Producción
FALLA DETECTADA CORRECCIÓNFiltración de crudo en la válvula demuestreo.
Cerrar pozo, despresurizar la línea,reemplazar válvula y reactivar.
Fuga de gas por conexiones deinstrumentos o manómetros.
Cerrar válvula, retirar conexión omanómetro y reemplazar.
Agujas de registradores no marcan. Reemplazar agujas.
Manómetro no ajusta a cero. Reemplazar manómetro.Pozo cerrado sin información. Consultar por la razón del cierre y
esperar recomendaciones.Conexiones de instrumentos invertidas. Cambiar o ajustar conexiones.Plumillas de registradores invertidas. Cambiar las plumillas.
Reporte de Fallas y Correcciones a Equipos:Permite tomar acciones correctivas y cumplir cronograma de pruebas.
Los manuales de operaciones dan ejemplos de fallas y sus correcciones.
ACTIVIDADES EN EL POZO
Sistema de Producción
Las facilidades de superficie en sistemas de
producción son todas aquellas instalaciones y
equipos diseñados de tal forma de recolectar,
separar, almacenar, deshidratar, estabilizar y
transportar el crudo, separar, transportar,
comprimir y tratar el gas y separar, tratar y
disponer del agua efluente antes de la entrega
final de productos.
FACILIDADES DE SUPERFICIE: CONSIDERACIONES GENERALES
Sistema de Producción
Dependiendo del método de extracción en fríoo por procesos térmicos (en caliente), losequipos e instalaciones varían encaracterísticas y cantidad en comparación conlos requeridos para el manejo yprocesamiento de crudos livianos y medianos
Por ejemplo en la explotación en frío, serequiere el proceso adicional de calentamientoen las estaciones de flujo o baterías paralograr transportar el crudo a través de lossistemas de tuberías
FACILIDADES DE SUPERFICIE: CONSIDERACIONES GENERALES
Sistema de Producción
De forma similar, para la explotación encaliente, se requiere del proceso deinyección de vapor a nivel de pozo,aumentando energía del fluido yfacilitando el flujo hacia la superficie
Tanto para el método de extracción en frío(incluyendo proceso de calentamiento anivel de estación de flujo), como encaliente, las temperaturas alcanzadasinciden en las especificaciones demateriales, revestimientos y espesores delos equipos e instalaciones.
FACILIDADES DE SUPERFICIE: CONSIDERACIONES GENERALES
Sistema de Producción
REDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS
Sistema de Producción
El método para transportar el fluido desde el área de explotación (pozo)
hasta la Estación de Flujo es impulsándolo a través de un sistema de
tuberías (Líneas de Flujo / Líneas de Recolección).
Proceso de Recolección de Crudo en un Campo Petrolero
REDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS
Sistema de Producción
REDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS
Existen diferentes tipos de flujo multifásico en la industria del crudo y gas:
Gas-líquido
Líquido - líquido
Líquido - sólido
Gas - sólido
Gas – líquido – sólido
Gas – líquido – líquido
Redes Multifásicas:Están involucradas varias fases, siendo el flujo bifásico el mas simple de este tipode transporte
Sistema de Producción
Pozos Productores
Macollas (Clusters) de Producción
Tipos De Redes MultifásicasREDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS
Sistema de Producción
Sistema de recolección axialSerie de pozos produciendo en una línea troncal común.
Líneas de flujo
Pozos
Cabezal
Tipos De Redes Multifásicas
REDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS
Sistema de Producción
Sistema recolección radial:Líneas de flujo donde se recoge la producción de varios pozos,convergiendo a una estación central, donde se envía por un poliducto concapacidad para transportar toda la producción de todas las líneas de flujo.
Pozos
Estación de Recolección / Compresión
Tipos De Redes MultifásicasREDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS
Sistema de Producción
Sistema de recolección con lazo cerrado:Sistema donde se recolecta la producción de los pozos en un sistema cerrado detuberías, y con instalaciones de procesamiento de crudo y gas. Permite flexibilidad encaso de contingencias en algunos de los ramales.
Pozos
Estación de Compresión
Proceso de Separación
Tipos De Redes Multifásicas
REDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS
Sistema de Producción
Sistema de recolección con estación central: Clusters de Producción.Utiliza filosofía radial para los pozos individuales de nivel local, y se recolectantodas las líneas de flujo en una estación central.
Estación de recolección central
Clusters (Macolla)deproducción
Tipos De Redes MultifásicasREDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS
Sistema de Producción
Sistema de recolección con líneatroncal
Utiliza un esquema de recolecciónaxial para los grupos de pozos.
Utiliza cabezales remotos pararecolectar el fluido.
Es aplicable cuando la entrega defluido es relativamente largo o encasos donde no es factible laconstrucción de facilidades de campoen una estación central.
Tubería troncal
PozosCabezal
Tipos De Redes Multifásicas
REDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS
Sistema de Producción
El cálculo del diámetro de la tubería, clases de “rating” debridas y válvulas y espesor mínimo de pared dependen de lascondiciones del proceso (Volumen, velocidad, temperatura yla presión del fluido).
Se debe tomar en cuenta el máximo flujo esperado que serátransportado por la tubería. Es usualmente recomendableadicionar un factor de seguridad entre el 20 y el 50% decapacidad, a menos que se haya precisado con exactitud elmáximo flujo esperado.
Hay que tomar en cuenta el flujo tipo “slug”, ya quegeneralmente estos pueden comportarse atípicamente.
Para el calculo de la caída de presión en la línea debe incluirseel efecto de válvulas y accesorios.
Criterios para el DimensionamientoREDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS
Sistema de Producción
Otras variables: NORMATIVA AMBIENTAL, movimientossísmicos, choques de fluido, gradientes térmicos, deben sertomadas en cuenta para el diseño.
El dimensionamiento de tuberías puede necesitar ajustesde acuerdo a la experiencia y al buen criterio de ingeniería.
La selección de los materiales y tipo de revestimiento de latubería en base a las condiciones de corrosión, yresistencia
La integridad de las tuberías de recolección está asociada ala garantía de buen funcionamiento.
Los sistemas de limpieza, protección, anclaje ymantenimiento.
Criterios para el DimensionamientoREDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS
Sistema de Producción
Definición de la topografía del terreno dondese instalará la tubería.
Levantamiento del perfil topográfico de la ruta.
Trazo de la ruta definitiva del trayecto de latubería.
Verificación en sitio para la aprobacióndefinitiva de la ruta.
Estimar costo y tiempo de ejecuciónconsiderando elevaciones y excavaciones delterreno.
TOPOGRAFÍA
Líneas De Flujo /Gas/RecolecciónREDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS
Sistema de Producción
S o l u c i o n e s I n t e g r a d a s p a r a l a I n d u s t r i a P e t r o l e r a
Estaciones Recolectoras
Operación Facilidades de Producción para Operadores
Estación de Recolección en Tierra (On Shore)
Estación de Recolección
Costa Afuera (Off Shore)
Las Estaciones de Recoleccion son instalaciones donde se recolecta, maneja y mide la producción proveniente de los
múltiples de producción o directamente de los pozos. Se lleva a cabo mecánicamente la separación gas‐líquido y
simultáneamente se inicia el tratamiento químico para la deshidratación del crudo. El crudo separado se almacena
transitoriamente y luego es enviado hacia los patios de fiscalización. El gas de formación, separado del líquido es
previamente depurado y finalmente dispuesto hacia la plantas compresoras para su procesamiento.
Estaciones Recolectoras
SISTEMA DE PRODUCCIÓN PARA UN POZO
Estaciones Recolectoras
Funciones:Recibir la producción de los pozos delcampo.Separar los fluidos provenientes delyacimiento (separación crudo/gas).Distribuir los fluidos separados a losdiferentes sistemas de la estación.Medir la producción de petróleo, agua
y gas de cada pozo productor.Almacenar temporalmente la faseliquida (petróleo - agua).Bombear el petróleo al patio detanques o terminal de almacenaje.
Equipos:Líneas de FlujoMúltiple de Producción (Manifold)Química Anti-espumaBomba de Inyección de QuímicaSeparador de Producción GeneralSeparador de MedidaControlador de Golpe
. Medidor de OrificioLínea de GasDepurador de GasTanques de AlmacenamientoLínea de BombeoBombas de la EstaciónCalentadores (Crudo Pesado)
Estaciones Recolectoras
PATIOS
RECOLECCION GAS
GAS AL VENTEO
CAÑON DEPRODUCCIONPOZO
SEPARADOR GENERAL
SEPARADOR PRUEBA
TANQUEDEPURADOR
BOMBA
TIPOS DE ESTACIONES DE FLUJOExisten dos tipos de Estaciones de flujo:
Cuando sus funciones requieren personal deoperación durante las 24 horas.
Se disponen de un sistema de control ysupervisión capaz de realizar, con autonomía,algunas labores manuales repetitivas orutinarias. Permite conocer el estado funcionalde cada fase del proceso. El sistema SCADAestá constituido por un conjunto de equiposelectrónicos, dispositivos de medición yactuación, así como programas decomputación que tienen la función principal demanejo del crudo y gas en la estación.
Estaciones Recolectoras
EQUIPOS BÁSICOS DE UNA ESTACIÓN DE FLUJO
Arreglos de tuberías y válvulascolocados en posición horizontal,paralelos uno con respecto al otro yconectados a cada una de las líneasde flujo para recolectar la producciónde los pozos que llegan a las bateríasy distribuirla hacia los diferentesprocesos del sistema. Arreglo flexiblepara cuando sea requerido, el flujo decada pozo individual pueda seraislado para prueba de pozos, o dirigirel flujo de cada pozo a un separadorde prueba, para segregar y medirpetróleo o productos de destilación,producción de gas y en algunos casosproducción de agua.
Tubería que se conecta desde elcabezal de un pozo hasta elmúltiple de producción de sucorrespondiente EF. Transportan elflujo en forma bifásica, desde lospozos hasta un punto deconvergencia denominadomúltiple. Cada múltiple estaconformado por seccionestubulares, cuya capacidad ytamaño dependen del número desecciones tubulares. Fabricados endiferentes diámetros, series yrangos de trabajo y se seleccionansegún el potencial de producción ypresiones de flujo del sistema.
Recipientes donde se realiza laseparación gas‐líquido de laproducción de los pozos, y medianteuna válvula de descarga se envíahacia los tanques de almacenamientoy el gas hacia el sistema dedepuración o recolección. Cuentancon un sistema de control de nivelque evita el paso de líquidos alsistema de gas de la instalación.Adicionalmente, el sistema deprotección consta de un interruptorneumático de nivel que actúa comorespaldo al sistema de control, yenvía una señal para abrir la válvulade descarga.
Múltiples de Recolección Líneas de Flujo Separadores Generales
Estaciones Recolectoras
Recipiente con características físicassimilares a los separadores, pero conelementos internos adicionales quepermiten eliminar los restos de laspartículas de crudo y agua ensuspensión en el gas proveniente delos separadores, eliminando lahumedad en el gas y evitar el envíode líquidos a las Plantas Compresoras.La deshidratación de la corriente deentrada se hace mediante laadsorción del líquido contenido ensuspensión en el gas a través de enun lecho de una malla que retiene laspartículas líquidas a la salida, en eltope del depurador.
Son los depósitos destinados alalmacenamiento temporal delpetróleo procedente losseparadores. El crudo almacenadoalimentan la succión de lasbombas, que lo envía hacia lospatios de fiscalización. Cuentancon un sistema de control de nivel,con interruptores que cumplencon la función de parar oencender las bombas para evitarel derrame o succión en vacío. Lacapacidad estándar enoperaciones es de 1500 barriles,pero se encuentran también enocasiones de 500 y 1000 barriles.
Las bombas son las encargadas desuccionar e impulsar el crudo a travésde la línea de bombeo, hacia la red derecolección para finalmente desplazarel crudo a los patios de tanques dealmacenamiento para su tratamientodefinitivo y fiscalización. Existendiferentes tipos de bombas, pero lostres tipos básicos son: Recíprocas,Centrífugas y Rotatorias. Lasreciprocantes son las masusasdasdebido a su flexibilidad ycapacidad, construcción sólida,facilidad de transportación y quesoporta presiones relativamentealtas.
Depurador de Gas Tanques de Almacenamiento Bombas
Estaciones Recolectoras
EQUIPOS BÁSICOS DE UNA ESTACIÓN DE FLUJO
Los químicos para el tratamientoprevio del crudo proveniente de lospozos y manejados en las EF soninyectados en los cañones o múltiplesde producción, para esto se usa unpaquete de bombas cuyofuncionamiento puede ser eléctricocon respaldo neumático; Secomponen de dos (2) bombas, de lascuales una siempre debe estartrabajando y la otra funciona comoreserva en caso de falla omantenimiento. Las bombas masusadas en el campo son: McFarland yMilton‐Roy.El propósito principal dela dosificación en la estación es elControl de espuma y Deshidratacióndel crudo.
Para que los recipientes semantengan al nivel de presiónadecuado y soporten los límites deseguridad deben estar provistos deválvulas de seguridad. El punto depresión donde comienzan a actuarestán relacionados con la resistenciao presión de diseño del recipiente. Lacapacidad de liberación en términosdel caudal de gas que puedendescargar se determina porconsideración del aumento depresión que resulta de la exposicióndel recipiente al fuego, puesto queesta es generalmente, la mayorfuente de calor que puedeconsiderarse.
Son dispositivos utilizados enlíneas de proceso para aislar,comunicar o dejar pasar productosde un sistema a otro, entre ductoso líneas o simplemente para aislarherméticamente procesos demanera intencional (porrequerimientos del proceso) o pornecesidades de trasciego (vaciarun recipiente o llenarlo). Losprincipales usos a que se destinanlas válvulas son: Bloquear o dejarpasar el flujo, Regular oestrangular el flujo, Prevenir elcontra flujo, Regular presiones yPara desahogo de presiones.
Sistemas Dosificadores Válvulas de Seguridad Válvulas
Estaciones Recolectoras
EQUIPOS BÁSICOS DE UNA ESTACIÓN DE FLUJO
Válvula Multipuerto
No Convencional
Convencional
ELEMENTOS NOVEDOSOS EN ESTACIONES DE FLUJO NO CONVENCIONALES
Estaciones Recolectoras
Medición Multifásica:
Los Medidores de flujo multifásico soncapaces de medir en línea los flujosindividuales de petróleo, gas y agua, porconsiguientes se podrían utilizar para sustituirlos separadores gas líquido y los tanques depruebas en una estación de flujoconvencional.
ELEMENTOS NOVEDOSOS EN ESTACIONES DE FLUJO NO CONVENCIONALES
Estaciones Recolectoras
AGAR Serie MPFM-300
Proporciona información en línea y en tiemporeal de producción de crudo, agua y gas, sinseparación de fases, eliminando la necesidad decostosos accesorios tales como separadores defase y bombas.
AGAR Serie MPFM-400
Están diseñados para manejar una gran gamade tasas de flujo y relaciones gas/líquido entodos los patrones de flujo cuando la fase líquidaesté saturada con gas en el punto de medición.
En el ámbito comercial se encuentran disponibles algunos, entre ellos:
ELEMENTOS NOVEDOSOS EN ESTACIONES DE FLUJO NO CONVENCIONALES
Estaciones Recolectoras
Medidor Multifásico PhaseWatcher Vx (FramoEngineering AS, Schlumberger)
El medidor de flujo multifásico está basado en unmedidor de fracciones de energía dual encombinación con un venturi desarrollado por FramoEngineering y Schlumberger.
Medidor de Flujo Multifásico de ROXAR FlowMeasurement
El medidor utiliza el método de velocidad dual paramanejar el deslizamiento de fase, los medidores norequieren mezclas para homogeneizar el flujo, oseparadores para dividir el flujo antes de entrar a lamedición.
ELEMENTOS NOVEDOSOS EN ESTACIONES DE FLUJO NO CONVENCIONALES
Estaciones Recolectoras
S o l u c i o n e s I n t e g r a d a s p a r a l a I n d u s t r i a P e t r o l e r a
Separación Gas-Líquido
Operación Facilidades de Producción para Operadores
Separación Gas-Líquido
Separadores Introducción al Proceso de Separación
del Gas Natural Definición Principios de separación y secciones
de un separador Clasificación de los Separadores Variables que intervienen en el proceso
de separación Vista en corte de un Separador ¿Qué ocurre en el interior de un
separador? Problemas de operación en los
separadores Controles, válvulas, accesorios y
características de seguridad paraseparadores de petróleo y gas
AZUL
SEP Alta-1200 PSI
SEP-Baja PSI
Gas acondicionado para su entrega
Compresión
Multiples
PRODUCTO para la venta de acuerdo a especificaciones
Bomba
Almacenamiento de Petróleo/Condensado
Petróleo/Condensado @ 0.5%
BS&W
Petróleo/Condensado
Etapas de Separación
Introducción al Proceso de Separación del Gas Natural
Separación Gas-Líquido
INTRODUCCIÓN AL PROCESO DE SEPARACIÓN
La separación del flujo de gas de los líquidos libres es ampliamente la más común de todas las
operaciones de proceso de campo (tratamiento) y, al mismo tiempo, una de las más críticas. Un
separador diseñado correctamente proporcionará una separación limpia, libre de los gases de los
hidrocarburos líquidos. Un separador de flujo debe realizar lo siguiente:
1. Lograr la fase de separación de la mayoría de la mezcla líquida.
2.Refinar la separación primaria mediante la eliminación de la mayoría de los líquidos arrastrado por la niebla de gas.
3. Afinar más la separación mediante la eliminación del gas arrastrado por el líquido.
4. Descarga de liquido y gas separados desde el recipiente y se asegura que no ocurra el arrastre de uno en el otro nuevamente.
Separación Gas-Líquido
Si estas funciones son logradas, el diseño básico de separación debe:
1. Controlar y disipar la energía de la corriente de entradaen el separador.
2. Asegurarse de que las velocidades de gas y líquidosson lo suficientemente bajos para que la gravedad y lasegregación de equilibrio líquido‐vapor puede ocurrir.
3. Minimizar la turbulencia en el gas de la sección deseparación y reducir la velocidad.
4. Control de la acumulación de espumas en el buque.
5. Volver a eliminar el arrastre de gas y líquidosseparados.
INTRODUCCIÓN AL PROCESO DE SEPARACIÓN
Separación Gas-Líquido
6. Proporcionar una salida para los gases, con controlesadecuados para mantener la presión prefijada.
7. Dar salida a los líquidos, con adecuados controles de nivel de líquidos.
8. Si es necesario, proporcionar limpiar los puntos desalida donde se puede acumular sólidos.
9. Proporcionar alivio de la presión excesiva en caso deque el gas o el líquido a los puntos de venta debe serconectado.
10. Proporcionar equipo (manómetros, termómetros, yevaluar a nivel de líquido con visores de vidrio) paracomprobar visualmente el correcto funcionamiento.
INTRODUCCIÓN AL PROCESO DE SEPARACIÓN
Separación Gas-Líquido
SEPARADOR:El término separador es aplicado a una gran variedad de equipos usados para separar
mezclas de dos o más fases. Estas mezclas pueden estar formadas por: una fase vapor y
una líquida; una fase vapor y una sólida; dos fases líquidas inmiscibles (aceite/agua); una
fase vapor y dos líquidas o alguna otra combinación de las anteriores.
DEFINICION
Separación Gas-Líquido
PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN Y SECCIONES DE UN SEPARADOR
Los tres principios utilizados para alcanzar la separación física de gases, líquidos o
sólidos son: Momentum, asentamiento gravitacional y coalescencia. Los fluidos
tienen que ser inmiscible y tener diferentes densidades. Para lograr esto, los
separadores están dividos en 4 secciones:
Sección de separación primaria (entrada)
Sección de separación secundaria o
gravitacional
Sección de extracción de neblina
Sección de acumulación de líquidos.
Separación Gas-Líquido
Depuración de GasA través de los elementos internos del equipo (similares a los separadores), selogra purificar el gas eliminando las diminutas partículas de petróleo en suspensión,provenientes de los separadores de prueba.
La depuración se produce a volumen y presión constante, de tal manera que elgas sea más seco, evitando el posible envío de líquido a las plantas compresoras.
PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN Y SECCIONES DE UN SEPARADOR
Separación Gas-Líquido
• Sección de Extracción de Neblina
• Sección de Extracción de Neblina
• Sección de Extracción Secundaria
• Sección de Extracción Secundaria
• Sección de Acumulación de Líquidos
• Sección de Acumulación de Líquidos
• Choque o Sección de Separación
• Choque o Sección de Separación
MomentumTiempo de Retención
CoalescenciaGravedad
Separación Gas-Líquido
PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN Y SECCIONES DE UN SEPARADOR
Placas Desviadoras (BAFLES) y Placas de Choque
Placas Alineadoras de Flujo
Eliminadores de Neblina
PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN. INTERNOSSeparación Gas-líquido
Separación Gas-Líquido
PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN. EXTERNOS
Válvulas de Seguridad y
Alivio
Válvulas de Control de Sobre Presión
Válvulas de Control de Líquido
Posición Normal Cerrada Descargando
Separación Gas-Líquido
PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN. OTROS ACCESORIOS
Manómetros Boquillas y Otros
Controlador de Nivel
Separación Gas-Líquido
El volumen de Gas que un Separadorremoverá del petróleo crudo depende de:
Características físico-químicas del crudo.
Presión de Operación.
Temperatura de Operación.
Tasa de Entrampamiento.
Nivel de Líquido
Tamaño y configuración del separador.
VARIABLES QUE INTERVIENEN EN EL PROCESO DE SEPARACIÓN
Separación Gas-Líquido
VISTA EN CORTE DE UN SEPARADOR
Separación Gas-Líquido
Imaginemos lo que sucede cuando se vierte gasolina sobre unrecipiente abierto. El gas tenderá a desprenderse dejando en elfondo los fluidos que permanecen en estado líquido. En este casola separación se habrá producido a presión atmosférica (14,7 lpca)y a temperatura ambiente (90 F, por ejemplo).Cuando cambian lascondiciones de presión y temperatura a la cual se produce laseparación, también cambiará la cantidad de gas y/o de líquido quese separa de la corriente. La cantidad de líquido que permaneceen el fondo del recipiente será tanto mayor cuando más alta sea lapresión y más baja la temperatura (P y T).
¿QUÉ OCURRE EN EL INTERIOR DE UN SEPARADOR?
Separación Gas-Líquido
DISEÑO BÁSICO DE SEPARADORES
Composición del fluido que se va a separar.
Caudal del gas en condiciones normales.
Presión y temperatura de operación.
Factor de compresibilidad del gas en condiciones normales.
Densidad de los fluidos en las condiciones de operación.
Velocidad critica del gas dentro de la unidad.
Tiempo de retención asignado por el liquido.
Dimensionamiento del separador.
Parámetros que intervienen en el diseño de separadores
Separación Gas-Líquido
Factores mecánicos que deben ser considerados en el diseñoconceptual de un separador
Distribución de las principales secciones de un separador:
Primera Sección de Separación
Sección de Fuerzas
Gravitacionales
Sección de Extracción de
Niebla
Sección de Acumulación de Líquidos
DISEÑO DE SEPARADORES
Separación Gas-Líquido
Tipo de Separador y Servicio
Presencia de Solidos/materiales
pegajososRecomendable
Moderado: Considerar
internos especiales
Moderado: Considerar
internos especiales / Inclinados
Moderado: Considerar
internos especiales / Inclinados
HORIZONTAL SIN MALLA
HORIZONTAL CON MALLA
Baja relacion vapor/liquido Moderado Moderado
No recomendable
SITUACION RECOMENDACIÓN DEL TIPO DE SEPARADOR
Alta relacion Vapor/liquido
Alto "turndown" de flujo de gas
Muy recomendable
Muy recomendable
Muy recomendable
Muy recomendable
VERTICAL SIN MALLA
VERTICAL CON MALLA
Separación liquido-liquido-vapor
Limitaciones en área de planta
Moderado
Recomendable
Alto "turndown" de flujo de liquido Moderado
Separación liquido-liquido solamente No recomendable
Moderado
Moderado
Muy recomendable
Muy recomendable
No aplica
Muy recomendable
Moderado
Muy recomendable
No recomendable
Moderado Muy recomendable
Moderado
Muy recomendable
Recomendable
Moderado
No recomendable
Limitaciones en espacio vertical o
alturaNo recomendable No
recomendableRecomendable Recomendable
Recomendable
DISEÑO DE SEPARADORES. METODOLOGÍA
Separación Gas-Líquido
Crudos Espumosos
Arenas
Parafinas
Emulsiones
Escape de líquidos o de gas
Corrosión
PROBLEMAS DE OPERACIÓN EN LOS SEPARADORES
Separación Gas-Líquido
Separación de Crudo Espumosos
Pequeñas esferas (burbujas) de gas son encapsuladas enuna película delgada de petróleo cuando el gas sale desolución.
El petróleo es mas propenso a formar espuma cuando:
La gravedad API menor a 40 ºAPI.
La temperatura de operación es menor a 60 ºF.
El crudo es viscoso, con una viscosidad mayor 50000SSU (Aprox. 53 cp).
La espuma reduce la capacidad de los separadores depetróleo y gas debido a que se requiere un tiemporetención mayor para separar adecuadamente unacantidad dada de crudo espumante.
PROBLEMAS ESPECIALES EN LA SEPARACIÓN DE PETRÓLEO Y GAS
Separación Gas-Líquido
Separación de Crudo Espumosos
El separador vertical de placas internas puede ser
utilizado para manejar crudo espumoso.
El crudo baja en cascada por las placas internas de la
unidad, las burbujas de la espuma pueden ser rotas.
Este diseño puede incrementar la capacidad del
separador para manejar crudo espumoso de un 10 a
50 %.
PROBLEMAS ESPECIALES EN LA SEPARACIÓN DE PETRÓLEO Y GAS
Separación Gas-Líquido
Parafina
La deposición de parafina reduce su eficiencia y puede hacerlos
inoperables llenando parcialmente el recipiente y/o bloqueando
el extractor de mezcla y las entradas de fluido. La parafina
puede ser removida utilizando vapor o solventes. Se puede
prevenir la deposición inicial en el recipiente a través de calor o
tratamientos químicos de la corriente de fluido aguas arriba del
separador. Otra solución, involucra el revestimiento de todas las
superficies internas del separador con un plástico con el cual la
parafina tiene poca o ninguna afinidad.
PROBLEMAS ESPECIALES EN LA SEPARACIÓN DE PETRÓLEO Y GAS
Separación Gas-Líquido
Arena, Barro, Lodo, etc.
La Arena de grano medio en pequeñas cantidades puede ser
removida por medio del asentamiento en un recipiente vertical
sobrediseñado con un fondo cónico y mediante el drenaje
periódico del residuo.
Corrosión
Los fluidos producidos del pozo pueden ser muy corrosivos y
causar la falla temprana del equipo. Los dos elementos mas
corrosivos son dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrogeno
(H2S). Estos dos gases pueden estar presentes en los fluidos
del pozo desde trazas hasta 40 o 50 % en volumen del gas
PROBLEMAS ESPECIALES EN LA SEPARACIÓN DE PETRÓLEO Y GAS
Separación Gas-Líquido
Controles de nivel de liquido alto y bajoSon pilotos operados por un flotador que acciona una válvula en la entrada del
separador, haciendo sonar una alarma, o realizando alguna otra función pertinente para
prevenir el daño que pueda resultar de altos o bajos niveles de líquidos en el separador
Controles de Presión Alta y BajaSon instalados para prevenir que presiones excesivamente altas o bajas interfieran con
las operaciones normales. Estos controles pueden ser neumáticos, mecánicos y
eléctricos y pueden sonar una alarma, accionar una válvula de cierre, o realizar otras
funciones pertinentes para proteger el personal, el separador, y equipos adyacentes.
Controles de Temperatura Alta y BajaDeben ser instalados para cerrar la unidad, o sonar una alarma cuando la temperatura
en el calentador llega a ser muy baja o muy alta. Tales controles de temperaturas no
son utilizados normalmente en los separadores, pero pueden ser apropiados en casos
especiales.
CONTROLES, VÁLVULAS, ACCESORIOS Y CARACTERÍSTICAS DE SEGURIDAD PARA SEPARADORES DE PETRÓLEO Y GAS.
Separación Gas-Líquido
Válvulas de AlivioSon instaladas a la presión de diseño del recipiente. Sirven principalmente como unaadvertencia, y en algunos casos son muy pequeñas para manejar la capacidad de fluido totaldel separador. Válvulas de alivio de capacidad total pueden ser utilizadas y sonparticularmente recomendadas cuando no es usado un disco de ruptura en el separador.Disco de RupturaEs un dispositivo que contiene una membrana de metal delgada que es diseñada pararomperse cuando la presión en el separador excede un valor predeterminado. Este esusualmente de 1.25 a 1.5 veces la presión de diseño del separador. El disco de ruptura esnormalmente seleccionado de forma tal que no se rompa hasta que la válvula de alivio no sehaya abierto y sea incapaz de prevenir la presión excesiva en el separador.
CONTROLES, VÁLVULAS, ACCESORIOS Y CARACTERÍSTICAS DE SEGURIDAD PARA SEPARADORES DE PETRÓLEO Y GAS.
Separación Gas-Líquido
CONSIDERACIONES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO PARA SEPARADORES
Inspección periódica.
Instalación de dispositivos de seguridad.
Cabezales de seguridad (discos de ruptura).
Extractores de neblina.
Operarse a bajas temperaturas.
Verificar presencia de fluidos corrosivos.
Verificar presencia de parafina (tratamiento).
Estar alerta cuando de opera a máxima capacidad.
Evitar cargas de choque de presión (conexión y desconexiónde pozos).
Evitar la descarga ahogada de líquido.
Calibrar los manómetros periódicamente.
Efectuar limpieza periódica de recipientes.
Separación Gas-Líquido
S o l u c i o n e s I n t e g r a d a s p a r a l a I n d u s t r i a P e t r o l e r a
Separación Bifásica y Trifásica
Operación Facilidades de Producción para Operadores
Según el número de fases a separar
Separadores Bifásicos.
Separadores Trifásicos.
Según su Forma
Separadores Cilíndricos.
Separadores Esféricos.
Separadores de dos Barriles.
Según su Posición
Separadores Horizontales.
Separadores Verticales.
Según el Tipo de Fase a Separar.
Separadores Gas – Liquido.
Separadores Liquido - Liquido.
Separadores Liquido - Sólido.
Separadores Sólidos - Sólidos.
Separadores Gas – Liquido – Solido.
Según los Procesos a Separar
Separadores Convencionales.
Depuradores (Rectificadores).
Separadores Tipo Filtro.
Separadores Tipo Pulmón.
Tratadores Térmicos.
Torre de Destilación.
CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES:
Según su Función
Separadores Producción.
Separadores Medición.
Separación Bifásica y Trifásica
Horizontales
Verticales
SEPARADORES:
Separación Bifásica y Trifásica
OPERACIÓN DE UN SEPARADOR BIFÁSICO HORIZONTAL
Sección de Separación primaria (Deflector de entrada)Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-gas, ocurriendo el cambio en lacantidad de movimiento de las fases en la entrada del separador provocado porlos deflectores o distribuidores. Los cambios bruscos en las velocidadesprovocan la separación
Separación Bifásica y Trifásica
Sección de Separación Secundaria o Asentamiento (gravedad)En esta se observan fases continuas con gotas donde actúan las fuerzas degravedad. Estas fuerzas se encargan de decantar las gotas hasta cierto tamaño,es decir gotas de la fase pesada suspendida en la fase liviana tienden adecantar.
Separación Bifásica y Trifásica
OPERACIÓN DE UN SEPARADOR BIFÁSICO HORIZONTAL
Eliminador o Extractor de NeblinaConsiste en la separación de las gotas de líquido que aún contiene el gas. Enéste, no es aceptable que gotas muy finas de la fase pesada sean arrastradasa la fase liviana, es por ello que es necesario el proceso de coalescencia.
Separación Bifásica y Trifásica
OPERACIÓN DE UN SEPARADOR BIFÁSICO HORIZONTAL
Sección de Colección de LíquidoEstá constituida por la parte inferior del separador que actúa como colector,posee control de nivel mediante un flotador para manejar volúmenes delíquidos obtenidos durante la operación y control de emergencia para unaoperación confiable y segura de los equipos aguas abajo
Separación Bifásica y Trifásica
OPERACIÓN DE UN SEPARADOR BIFÁSICO HORIZONTAL
Separación Bifásica y Trifásica
OPERACIÓN DE UN SEPARADOR BIFÁSICO VERTICAL
Usos principales:
Crudos con arena, parafina,producción de cera.
Caudales pequeños.
Muy bajos o muy altos RGP.
Usos principales:
Grandes volúmenes de liquido.
De medio a bajo RGP.
Separación de tres fases.
Crudo espumoso.
Separación Bifásica y Trifásica
SEPARADORES BIFÁSICOS VERTICALES VS HORIZONTALES
Ventajas: Requiere de menos área para
su instalación. No es critico el control del nivel
del liquido Puede funcionar con mas
sólidos.
Ventajas: Menor costo que el vertical. Menor diámetro para la misma
capacidad de gas. Gran área para la dispersión de
espuma y reducción deturbulencia.
Separación Bifásica y Trifásica
SEPARADORES BIFÁSICOS VERTICALES VS HORIZONTALES
Desventajas:
Requiere de diámetro mayorpara cualquier capacidad degas.
Dificultad para realizar servicioa los equipos en el tope.
Desventajas:
Ocupa mas espacio
El control de nivel de liquido escritico.
Mas difícil para limpiar arena,barro, cera, parafina, etc.
Separación Bifásica y Trifásica
SEPARADORES BIFÁSICOS VERTICALES VS HORIZONTALES
Equipos Usados en Alto Corte de
Agua
Gas y aceite pueden salir juntos o
separados
Mecanismo: gravedad (Ley de
Stokes)
Comunmente Horizontales.
Separación Bifásica y Trifásica
SEPARADORES BIFÁSICOS FREE WATER KNOCKOUT (FWKO)
SalidaDe agua
Entrada
Salidade gas+ aceite
Difusor deLiquido
Interfazaceite/agua
Sección de asentamiento por gravedad
InterfazGas/Liquido
3 x 10 2,000 BPD
4 x 10 4,000 BPD
6 x 20 10,000 BPD
8 x 30 15,000 BPD
10 x 40 30,000 BPD
12 x 50 50,000 BPD
• Gas y aceite salen juntos• Mecanismo: gravedad (ley de Stokes: diferentes densidades, tamaño de las gotas,
viscosidad del aceite)• Tiempo de asentamiento de las gotas de aceite, tiempo de retención (tamaño y
proporción)
Separación Bifásica y Trifásica
SEPARADORES BIFÁSICOS FREE WATER KNOCKOUT (FWKO)
Disipar alto Momentum a la entrada.
Realizar la separación primaria del aceite del
gas
Refinar al remover gotitas de liquido
suspendidas en el gas
Refinar al remover burbujas de gas del liquido
(solo gas disuelto en equilibrio permanece)
Complicaciones
3 fases, solidos, turbulencia, espuma, etc
Separación Bifásica y Trifásica
FUNCIONES BÁSICAS DE LOS FREE WATER KNOCKOUT (FWKO)
A B C DE G F H
A. Entrada del fluido
Lugar donde llega la mezcla
multifásica gas-líquido
B. Angulo de Impacto
Donde la mezcla multifásica gas-
líquido impacta los deflectores de
entrada produciendo cambio de
velocidad.
Separación Bifásica y Trifásica
PARTES INTERNAS DE SEPARADORES
C. Placas AntiespumaCámara formada por placasparalelas por donde el gas húmedopasa y donde las gotas pequeñasson recolectadas en gotas masgrandes y caen al fondo delseparador.
D. Rompe olasPara impedir que por efectosde la velocidad, el crudo yaseparado forme olas dentro delequipo y pueda causar arrastrehacia la parte superior dondeesta la salida de gas.
A B C DE G F H
Separación Bifásica y Trifásica
PARTES INTERNAS DE SEPARADORES
E. Extractor de NieblaDonde las partículas líquidas más pequeñas presentes en el gas húmedo son removidas
F. Salida de GasParte superior del separadorpor donde el gas seco sale.
A B C DE G F H
Separación Bifásica y Trifásica
PARTES INTERNAS DE SEPARADORES
G. DrenajeLocalizado en la parte inferiordel separador, es usado parapurgar cualquier sólidoindeseable que se deposite enla base del recipiente.
H. Salida de líquidoEl líquido del cual se ha quitado elgas se mueve a lo largo del fondodel tanque más allá de las placashacia este lugar para continuar surecorrido en el proceso .
A B C DE G F H
Separación Bifásica y Trifásica
PARTES INTERNAS DE SEPARADORES
Placa de Entrada Tangencial
Placa
Desviadores o deflectores de entrada (Tipo Placa)
Los deflectores de placa pueden ser de forma de plato esférico, plato plano, conángulo, plato cónico, semiesférico, etc., cuya finalidad es lograr un cambio rápidoen la dirección y la velocidad de la mezcla multifásica y así separe el gas y elliquido.
El diseño de los bafles esta gobernado principalmente por los soportesestructurales requeridos para resistir la carga de impacto por cambio de momento.
La ventaja de usar los dispositivos tales como una media esfera o cono es quecrean menos turbulencia que las placas o el de ángulo, reduciendo la posibilidadde arrastre y emulsión.
Separación Bifásica y Trifásica
INTERNOS PARA SEPARADORES
Los ciclones o centrífugos funcionan de forma que la separación mecánica seefectúa por la fuerza centrífuga que actúa sobre las partículas al provocar elmovimiento giratorio sobre la corriente de alimentación.
Para lograr este efecto se coloca una chimenea ciclónica cerca de la boquillade alimentación. Esta chimenea produce una alta velocidad y una gran caídade presión.
Desviadores o deflectores de entrada (Centrífugos)
Tubos vórticeEntrada
de Fluido
Centrifugo Entradade Fluido
Separación Bifásica y Trifásica
INTERNOS PARA SEPARADORES
Dispositivo usado para recoger pequeñas gotas de líquido de la corriente de gasantes de que esta salga del separador.
Consiste en un filtro trenzado de alambre, normalmente de acero inoxidableempacado en forma de esponja cilíndrica, con un espesor de 3-7 pulgadas ydensidad de 10-12 lb/pie3.
Retiene las partículas líquidas hasta que adquieren un tamaño suficientementegrande como para que el peso supere tanto la tensión superficial como la acción dearrastre producida por el gas.
Posee una de las más altas eficiencias de remoción y es preferido debido a su bajocosto de instalación.
Extractores de Niebla (“Demister” o “Malla de Alambre”)
Separación Bifásica y Trifásica
INTERNOS PARA SEPARADORES
La desventaja principal radica en el hecho que el gas es forzado a pasar a través de losmismos canales por los que el líquido es drenado bajo la influencia de la gravedad, esdecir, existe flujo en dos sentidos. Si no son especificados apropiadamente, puedesuceder que: El líquido no pueda abandonar el elemento y se acumule en éste. El flujo de gas sea restringido como consecuencia de esta acumulación. La caída de presión llegue a tal valor que el líquido sea expulsado aguas abajo del
separador, ocasionando arrastre. Con sólidos en la corriente de gas, el sistema es más propenso a obstruirse.
Extractores de Niebla (“Demister” o “Malla de Alambre”)
Separación Bifásica y Trifásica
INTERNOS PARA SEPARADORES
tienen la ventaja de que producen una baja caída de presión y son altamente
efectivos si la velocidad del gas puede mantenerse dentro de un rango apropiado.
Usado principalmente en separadores verticales.
El mecanismo de separación es choque y coalescencia.
Mejor desempeño para fluidos con baja viscosidad.
No recomendado para gases con contenido de sólidos.
Pueden ser instalados a separadores existentes.
Extractores de Niebla tipo “Demister” o “Malla de Alambre”
Separación Bifásica y Trifásica
INTERNOS PARA SEPARADORES
Entrada Multifásica
Caída de líquido
coalescido
Gas
Cambio de Momento dirige el flujo hacia la
salida
Consisten de un laberinto formado por láminas de metal colocadas paralelamente, conuna series de bolsillos recolectores de líquido.
El gas es conducido entre las placas, sometido a sucesivos cambios de dirección,mientras que las partículas líquidas tienden a seguir en línea recta y son atrapadas en losbolsillos, donde coalescen y son conducidas perpendicularmente al flujo de gas hasta elfondo del recipiente.
El liquido recolectado no es drenado en contracorriente al flujo de gas; por lo que laeficiencia de separación con respecto al eliminador tipo malla aumentaconsiderablemente.
Extractores de Niebla tipo “Aleta”)
Separación Bifásica y Trifásica
INTERNOS PARA SEPARADORES
Consiste de desviadores tipo placa colocados en sentido transversal al flujo dentrodel separador para eliminar la propagación de ondulaciones y los cambios de nivelen dirección longitudinal que son producidos por la entrada súbita de tapones delíquido dentro del separador.
Dichas placas son de gran utilidad para las labores de control de nivel, evitandomedidas erróneas producto del oleaje interno.
Rompedor de olas interno “Wave Breakers”
Rompe olas
Separación Bifásica y Trifásica
INTERNOS PARA SEPARADORES
Separador Horizontal sin rompe olas instalado
Separador Horizontal despuésde la instalación del rompe olas
Rompedor de olas interno “Wave Breakers”
Separación Bifásica y Trifásica
INTERNOS PARA SEPARADORES
Consiste en una serie de placas paralelas longitudinales direccionadoras del flujo,colocadas en la zona de retención de líquidos de los separadores horizontales.
Estas placas evitan que las burbujas de gas que ascienden a través del líquidocolapsen y produzcan la agitación necesaria para formar la espuma.
Placas rompe espuma “Defoaming Plates”
Separación Bifásica y Trifásica
INTERNOS PARA SEPARADORES
Rompe vórtices “Vortex Breakers” Consiste de un elemento que
obstruye o dificulta la formación deremolinos dentro del separador
Cuando un liquido es drenado de unrecipiente, se pueden producircondiciones que originen laformación de un remolino.
Este efecto en separadoresocasiona el escape de la fase devapor por la boquilla de desalojo delíquido, lo cual es indeseable sobretodo desde el punto de vista deseguridad.
Separación Bifásica y Trifásica
INTERNOS PARA SEPARADORES
Formación de Espuma: En una mezcla gas-líquido esto afectaráseveramente el desempeño del separador. La causa principal de la espumaen petróleo crudo es el contenido de impurezas, que son imprácticas dequitar antes de que la corriente alcance el separador. La espuma no presentaningún problema dentro de un separador si el diseño interno asegurasuficiente superficie y tiempo de retención para que se rompa la espuma.
Problemas frecuentes: Dificultades en el control de nivel de líquido
Es grave, ya que cualquier dispositivo de control debe ocuparse de unafase líquida adicional.
La espuma posee una alta relación entre el volumen y el pesoPor lo tanto, puede ocupar mucho del espacio del recipiente que estaríade otra manera disponible para las secciones de asentamiento y decolección de líquidos.
Separación Bifásica y Trifásica
TROUBLESHOOTING EN OPERACIONES DE SEPARADORES
Descontrol del banco de espumaEn este caso llega a ser imposible sacar el gas separado o el aceitedesgasificado del recipiente sin el arrastre de espuma en las salidas delíquido o gas. La cantidad de espuma es dependiente de las caídas depresión a la cual se somete el líquido en la entrada, así como lascaracterísticas del líquido a las condiciones del separador.
Posibles soluciones:Si se sabe o se sospecha que la espuma va a ser un problema, antes deinstalar el recipiente, pueden incorporarse al diseño los siguientes factores ocomponentes: Agregar longitud extra al recipiente. Deflectores de espuma. Usar aditivos químicos.
Separación Bifásica y Trifásica
TROUBLESHOOTING EN OPERACIONES DE SEPARADORES
Formación de espumaPosibles soluciones: Tecnologías Ciclónicas para Internos
Los internos ciclónicos de ultima generación, proveen una alta aceleración alfluido a la entrada. Estos internos pueden eliminar la espuma de la mezclagas-liquido en forma mecánica, siempre que se aplique una fuerza centrifugagravitacional lo suficientemente alta para romper la espuma.
La experiencia indica que, para romper la espuma, se requiere una fuerzacentrifuga, como mínimo de 150 g a 200 g (g=aceleración de gravedad=32.2pie/seg2)
La utilización de esta tecnología representa una inversión considerable. Si elinterno ciclónico se puede diseñar a un costo razonable, esto eliminaría lanecesidad de tomar acciones correctivas, tales como el tratamiento químicoo la aplicación de calor.
Separación Bifásica y Trifásica
TROUBLESHOOTING EN OPERACIONES DE SEPARADORES
Formación de espuma
Separación Bifásica y Trifásica
TROUBLESHOOTING EN OPERACIONES DE SEPARADORES
Formación de espuma
Separación Bifásica y Trifásica
TROUBLESHOOTING EN OPERACIONES DE SEPARADORES
Formación de Parafinas: La operación del separador se puede veradversamente afectado por una acumulación de parafinas.
Problemas frecuentes:
Taponamiento de los platos en la sección colectora de líquido y en elacople del extractor de nieblaLos crudos parafinosos ocasionan graves problemas operativos debido alensuciamiento o incrustación en estos elementos internos.
Posibles Soluciones: Donde se determina que la parafina es un problema real o potencial, el uso de placasespeciales y de extractores centrífugos de niebla debe ser considerado.
Se debe proveer las facilidades de boquillas, agujeros para acceso, etc que permitanla inyección de algún líquido de limpieza para estos internos.
Separación Bifásica y Trifásica
TROUBLESHOOTING EN OPERACIONES DE SEPARADORES
Manejo de Arena: La operación del separador se puede ver seriamente afectada porel arrastre y acumulación de sólidos, incluyendo por supuesto la arena.
Problemas frecuentes: Corte del trim de las válvulas de entrada y salidaLa arena en las válvulas puede ser algo problemático. Dependiendo de la velocidad del
fluido, puede ser causado un efecto erosivo o de corte en las partes internas de las mismas.
Taponamiento de elementos internos del separadorEste problema debería considerarse en el diseño, aunque no siempre es posible lograr
un diseño para una óptima separación previendo espacios para la acumulación de arena.
Acumulación en el fondo del separadorDebe preveerse en el diseño, ya que dicha acumulación esta muy cerca de la salida de
líquido, por lo que puede ser arrastrada en dicha corriente, causando graves problemasaguas abajo del separador (válvulas, bombas, tanques, etc).
Separación Bifásica y Trifásica
TROUBLESHOOTING EN OPERACIONES DE SEPARADORES
Posibles Soluciones:
Para solventar estos problemas, deberán tomarse en cuenta lossiguientes aspectos:
Instalación de trim especial resistentes a la abrasión de la arenaen las válvulas
Tuberías de lavado (si aplica).
Boquillas de limpieza por inyección de líquidos.
Boquillas de remoción de sólidos.
Inclinación de recipientes horizontales.
Aberturas para la limpieza manual.
Separación Bifásica y Trifásica
TROUBLESHOOTING EN OPERACIONES DE SEPARADORES
Arrastre en las fases: Es una operación anormal en la cual se arrastra líquido através de la corriente de gas o gas en la corriente de líquido.
Problemas frecuentes: Escape de líquido en la fase gaseosa
Causado fundamentalmente por:
Alto nivel de líquido en el recipiente por daños en los internos del recipiente o pormanejar un flujo superior al máximo especificado en el diseño
Escape de gas en la fase líquidaCausado fundamentalmente por:
Bajo nivel de líquido en el recipiente por falla en válvulas o controladores de nivel
Separación Bifásica y Trifásica
TROUBLESHOOTING EN OPERACIONES DE SEPARADORES
Incremento Irregular del Flujo de alimentación:En algunos campos de producción se muestra este fenómeno donde seincrementa significativamente el flujo de alimentación en a la entrada delseparador en intervalos indefinidos.
El flujo llega alseparador.
Se produce un oleajeen el separador.
La válvula de controlno puede manejar elflujo de liquido.
LC
LC
LC
Separación Bifásica y Trifásica
TROUBLESHOOTING EN OPERACIONES DE SEPARADORES
Posible solución:Diseño de un separador “Slug Catcher” o un sistema de tuberías que absorbanestos flujos irregulares.
Separación Bifásica y Trifásica
TROUBLESHOOTING EN OPERACIONES DE SEPARADORES
Las características de los fluidos tienen un tremendoimpacto en el diseño y operación de los separadores.Los siguientes factores o parámetros deben serconsiderados para el diseño y operación.
Las velocidades de flujo de gas y liquido (es decirmínimo, máximo y promedio), tanto a niveles puntualescomo durante el ciclo de vida de los yacimientos.
Condiciones de operación, especialmente la presión ytemperatura. Estos dos parámetros tienen graninfluencia en las propiedades físico química de losfluidos (densidad, viscosidad y factor decompresibilidad) que definen las condicionestermodinámica y de equilibrio, grado de separación, o laeficiencia.
PARÁMETROS O FACTORES A SER CONSIDERADOS PARA EL DISEÑO Y OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES
Separación Bifásica y Trifásica
Presencia de sólidos o impurezas, juegan unpapel importante en la selección de losseparadores verticales y horizontales.
Tendencias a cambios bruscos y fuertes (surgeand slugging).
Tendencias a formar espuma y corrosividad. Enalgunos casos se hace necesario utilizarcompuestos químicos para evitar la formaciónde espumas y proteger contra la corrosión,especialmente cuando se tiene elementos comoCO2 y H2S, y por el mismo contenido de agua
Separación Bifásica y Trifásica
PARÁMETROS O FACTORES A SER CONSIDERADOS PARA EL DISEÑO Y OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES
Axsia/Natco/Kvaerner/Baker
Aplicaciones: Plataformas Costa Afuera.
Ventajas:
Tecnología compacta (reduce el peso ytamaño).
Tiempo de residencia (1 a 2 minutos).
Reduce los costos de operación.
Desventajas:
La eficiencia se ve afectada por ladiferencia de densidades.
95% de remoción de agua en el crudo.
Separación Bifásica y Trifásica
NUEVAS TECNOLOGÍAS: SEPARADOR CICLÓNICO
Utiliza principio de separación ciclónicos.
Utiliza la presión del fluido y la geometría del
equipo para alcanzar fuerzas de separación
centrifugas.
Tiempo de residencia: 60 segundos.
Recomendado para primera etapa de
separación.
Capacidad de 1000 - 20,000 b/d.
Separación Bifásica y Trifásica
NUEVAS TECNOLOGÍAS: SEPARADOR CICLÓNICO
Los separadores trifásicos son los comúnmenteutilizados para separar tres fases: Aceite, Agua yGas. Se pueden clasificar de acuerdo a la geometríaen verticales y horizontales. Su selección dependeráde los requerimiento y especificaciones de losproductos, así como las condiciones o estimación deproducción durante la vida útil del campo.
Entre los más conocidos figuran: Separador de agua libre. Separador de producción. Tratador de aceite. Tratador de agua.
GeneralidadesSEPARADORES TRIFÁSICOS
Separación Bifásica y Trifásica
El agua en una corriente de la producción del petróleo crudo puedetomar varias formas como se muestra en la figura:
h
h oh e
h wAgua
Emulsion
Petróleo
Tiempoh w
/h
% agua
La capa de agua va creciendo con el tiempo.
Separación Bifásica y Trifásica
GeneralidadesSEPARADORES TRIFÁSICOS
La producción de agua viene con el crudogeneralmente en dos formas (libre yemulsionada). La capa de agua libre apareceen el fondo de los recipientes y crece con eltiempo como es demostrado en la curva.Después de cierto periodo, dependiendo delcaso (entre 3 y 30 minutos) el cambio del nivelde agua es despreciable.
La fracción de agua decantada por gravedades llamada agua libre. Lo mas recomendadoes separar el agua antes que se convierta unproblema y pase hacer una fase emulsionada.
Un buen diseño de un separador permitirá laseparación de los fluidos provenientes delpozo: gas y dos tipos de líquidos: aceite yagua.
Separación Bifásica y Trifásica
GeneralidadesSEPARADORES TRIFÁSICOS
Los separadores de tres fases, tienen las mismascuatro zonas de separación que los de dos fases, elfluido entra por los deflectores o distribuidoresproduciendo la separación gas liquido por el cambiobrusco de las velocidades.
Aquí viene un pequeña diferencia con losseparadores de dos fases, que el diseño de losdeflectores contiene un distribuidor que dirige elflujo de liquido debajo de la interfase crudo/agua. Larazón de esto es promover la coalescencia de gotasde agua en el crudo, por el proceso llamado lavadode agua.
La segunda zona que es la zona de decantamientopor acción de la gravedad, aquí ocurre lasseparación de las tres fases, con la diferencia quealgunos aceites contienen emulsiones en la faseoleoica.
Separación Bifásica y Trifásica
GeneralidadesSEPARADORES TRIFÁSICOS
La tercera zona es la de coalescencia de gotas deliquido, para la cual se utiliza el eliminador oextractor de neblina.
La cuarta zona es la recolección de liquido, esdonde existe la gran diferencia, el separador debeproporcional suficiente tiempo para que exista laseparación de la fase liquida y que se forme unacapa emulsionada en el tope.
A diferencia de los separadores de dos fases, lostrifásicos contienen dos elementos importantesllamados cesto o balde y los vertederos. Los cualesvamos a discutir mas adelante.
Separación Bifásica y Trifásica
GeneralidadesSEPARADORES TRIFÁSICOS
Separación Bifásica y Trifásica
Separador HorizontalSEPARADORES TRIFÁSICOS
La función de los cestos y vertederos (rebosadero) eseliminar la necesidad de colocar controladores deinterfase liquidas. Esto es cuando hay un sobre llenadoo un sobre flujo, los líquidos fluyen sobre los vertederoso rebosaderos, donde el control de nivel es un simpleflotador.
La altura de los rebosadero o vertederos controla el nivelde liquido en los separadores. La diferencia de altura delos rebosaderos o vertederos de del crudo y aguacontrola el paso del crudo por la diferencia dedensidades.
Es bastante critico para la operación del separador quela altura del rebosadero del agua este lo suficientementepor debajo del crudo, de tal manera que la columna decrudo genere suficiente tiempo de retención
Vertederos, Cestos y Tubo ascendente
Separación Bifásica y Trifásica
Separador HorizontalSEPARADORES TRIFÁSICOS
Bucket and weir design
Fixed Weir Spillover Weir
Bucket & Weir
Bucket and Riser
Vertederos, Cestos y Tubo ascendente
Separación Bifásica y Trifásica
Separador HorizontalSEPARADORES TRIFÁSICOS
Ventajas: Reduce la velocidad del gas, mejorando la separación gas-liquido. Incrementa la capacidad de manejo de gas, sin incrementar el
diámetro del separador. Recomendado para alta GOR.
Separación Bifásica y Trifásica
Separador Horizontal de Agua Libre (Flujo Dividido)SEPARADORES TRIFÁSICOS
Salidadel Agua
Salidadel Crudo
Salidadel Crudo
Salidadel Agua
Salida del GasSalida del Gas
Tubos delFuego
SalidaAgua Salida
Crudo
Separación Bifásica y Trifásica
Separador Horizontal Térmico - MecánicoSEPARADORES TRIFÁSICOS
Entrada del Fluido
(Multiphase)
Salida de Gas
Salida de Crudo
Salida AguaLibre
Salida deAgua
(Electroestatica)
Separación Bifásica y Trifásica
Separador Horizontal Tratador ElectroestáticoSEPARADORES TRIFÁSICOS
Ventajas: Menor tamaño del equipo. Incrementa la eficiencia y la capacidad de un equipo existente. Reduce significativamente el uso de químicos y anti espumantes. Fácil de instalar en equipos operando.
Separación Bifásica y Trifásica
Separador Horizontal con Tubos VortexSEPARADORES TRIFÁSICOS
Salida delAgua
Salida delCrudo
Spreader
Downcomer
Water Out
Oil
Inlet
Inlet Diverter
Pressure Control Valve
Gas OutMist Extractor
Chimney
Oil Out
Level Control Valves
Water
Separación Bifásica y Trifásica
Separador VerticalSEPARADORES TRIFÁSICOS
Water Out
LC
Oil Out
LC
Water
Oil
Water Out
LC
Oil Out
LC
WATER
OILOIL
Oil Weir
Interface level control Interface level control with oil chamber
Esquema de control de nivel de liquido
Separación Bifásica y Trifásica
Separador VerticalSEPARADORES TRIFÁSICOS
Oil Out
LC
Water
Oil
Water out
LC
Water
Adjustable height
Gas equalizing line
Water leg with or without oil chamber
Esquema de control de nivel de liquido
Separación Bifásica y Trifásica
Separador VerticalSEPARADORES TRIFÁSICOS
Desgasificador
Separación Bifásica y Trifásica
Separador VerticalSEPARADORES TRIFÁSICOS
Separación Bifásica y Trifásica
Separador Vertical Gas – Lodo - Líquido
SEPARADORES TRIFÁSICOS
Consideraciones de diseño y operación de Separadores
Las características de los fluidos tienen un gran impacto en el diseño y operación de losseparadores. Los factores a considerar:
Las velocidades de flujo de gas y liquido (mínimo, máximo y promedio), tanto a nivelespuntuales como durante el ciclo de vida de los yacimientos.
Condiciones de operación, especialmente la presión y temperatura, estos dos parámetrostienen gran influencia en las propiedades físico química de los fluidos (densidad, viscosidady factor de compresibilidad), que definen las condiciones termodinámica y de equilibrio,grado de separación, o la eficiencia.
Presencia de sólidos o impurezas, juegan un papel importante en la selección de losseparadores verticales y horizontales.
Tendencias a cambios bruscos y fuertes (surge and slugging).
Tendencias a formar espuma y corrosividad. En algunos casos se hace necesario utilizarcompuestos químicos para evitar la formación de espumas y proteger contra la corrosión,especialmente cuando se tiene elementos como CO2 y H2S.
PROCESOS DE SEPARACIÓN
Separación Bifásica y Trifásica
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Caso Estudio
Operación Facilidades de Producción para Operadores
Ejercicio
Se tienen dos corrientes de fluidos:1. Crudo de 14 API, 29% AyS y 20 MMPCED de gas, contiene
arena.2. Crudo de 29 API, 1% de AyS y 50 MMPCED de gas.
Hay un costo de oportunidad con el aceite, y solo se dispone deun separador vertical. Se puede utilizar para ambos casos?Comentar.
Separación Bifásica y Trifásica
SEPARADORES BIFÁSICOS VERTICALES VS HORIZONTALES
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Almacenamiento del Crudo
Operación Facilidades de Producción para Operadores
Usados para almacenar el crudoestabilizado previo a su entrega final(refinería, terminal de embarque, etc.)Diseñados para operar a presiónatmosférica. Para prevenir colapso porpresurización tienen instalada unachimenea para venteo de gas.De gran capacidad, comúnmenteentre 40.000 – 200.000 barriles.Mayormente usado del tipo techoflotante
Tanques de Almacenamiento
Almacenamiento del Crudo
El almacenamiento constituye un elemento muyimportante en la explotación de losHidrocarburos, ya que
Actúa como pulmón entre la producción y eltransporte para
Absorber las variaciones del consumo.
Permite la adecuación del crudo antes de sudisposición.
Brinda flexibilidad operativa.
Actúa como punto de referencia en lamedición de despacho.
Almacenamiento del Crudo
GENERALIDADES
o El crudo recibe el reposo necesario para laseparación del agua a los valores requeridospara su comercialización.
o Se realiza un análisis de %AyS y gravedad APIa las 4 horas de reposo inicial y se pone adrenar el agua separada.
o Los crudos pesados completan su procesode deshidratación en un tiempo promedioentre 16 a 30 hrs.
o Una vez completado el proceso deseparación del agua el crudo se fiscalizapara certificar su calidad y volumen y poderentregar el crudo.
Manejo del Crudo en los Tanques de Almacenamiento
Construcción
Uso
Producto
Vertical
Producción
Patios de Tanques
Refinerías
Terminales de Embarques
Techo FijoTecho Flotante Interno
Techo Flotante Externo
Horizontal Camiones
Crudo
Derivados
LPG
Almacenamiento del Crudo
CLASIFICACIÓN DE TANQUES
Tipos de Tanques de Almacenamiento de Crudo
Techo Flotante con DomoTecho Fijo
Techo FlotanteTecho Fijo con Domo
Los tanques pueden identificarse de diferentes
maneras:
es potestad de la empresa asignarle la
numeración que mas se identifique con sus
normas
Ejemplo:
150.000XX, 250.000XX, donde los 6 primeros
dígitos definen la capacidad del tanque y los dos
siguientes el consecutivo de los Tanques
(Identificación).
Almacenamiento del Crudo
IDENTIFICACIÓN DE LOS TANQUES
Se define como todo tanque donde el
techo flota sobre el contenido del mismo,
generalmente se utilizan para crudo
liviano, mediano y/o productos refinados
como la gasolina, kerosén y nafta.
Una de su principales funciones es
reducir las perdidas por evaporación.
Almacenamiento del Crudo
TANQUE DE TECHO FLOTANTE
Sellos de Techo en Tanques Flotantes
Almacenamiento del Crudo
TANQUE DE TECHO FLOTANTE
Escalera acceso al techo flotante
Se define tanque de techo fijo, a todo
tanque cuyo techo esta soldado o unido a
las paredes del mismo y fijado con soportes
y vigas muy pesadas al piso manteniendo su
rigidez.
Estos tanques debido a que el techo esta
estacionario, posee un punto de referencia
que no es mas que la altura del tubo de
Aforo y es determinada desde la placa del
piso (Datum) hasta la parte superior de la
boca de aforo.
Almacenamiento del Crudo
TANQUE DE TECHO FIJO
Son tanques auto sostenibles donde su domo esconstruido de aluminio lo cual los hace masliviano que los tanques construido en acero,llevan una cubierta interna flotante, similar a untecho flotante pero mucho mas liviano
Adicionalmente el uso del Domo de Aluminio,produce el efecto de celda de Faraday,absorbiendo cualquier electricidad estáticainducida por las nubes y disipándola a tierra,evitando la descarga por diferencia de potencialentre el tanque y la cubierta, ello gracias a quela conductividad eléctrica del aluminio es 700%superior a la del acero, protegiendo además altecho de las descargas atmosféricas (rayos).
Almacenamiento del Crudo
TANQUE DE DOMO GEODESICO
Elementos que Conforman los Tanques de Almacenamiento
Sistema Contra Incendio: La espuma penetra al tanquepor debajo y/o por encima del nivel del liquidoalmacenado, formando una capa sobre la superficie delliquido almacenado
Válvulas de presión y vacío: Esta válvulas son necesariasya que por ellas el tanque “respira” debido alLlenado/Vaciado o a Altas temperaturas del petróleoalmacenado.
Sistema de Medición Local: Es un sistema de mediciónlocalizado en el tanque, lo cual permite tener informaciónsobre la medida del crudo de manera local. Solo se tomacomo medida referencial.
Almacenamiento del Crudo
VALVULAS DE PRESION - VACIO
Almacenamiento del Crudo
TANQUE COLAPSADO POR MAL DISEÑO DE LA VALVULA
DE PRESION-VACIO
Almacenamiento del Crudo
Instrumentación en Tanques de Almacenamiento
Almacenamiento del Crudo
AUTOMATIZACION TANQUE DE ALMACENAMIENTO
Almacenamiento del Crudo
• Medición dinámica (en línea) - Medición
de Caudal.
• Medición estática volumétrica (en
tanques).
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
Almacenamiento del Crudo
Medición Dinámica (en línea)- Medición de Flujo –
Medición de Caudal:
Cantidad de fluido que pasa a través de una
sección por unidad de tiempo. No se mide
directamente, se determina por correlación de
otros factores.
Esta basada en el uso de medidores de caudal y la
cantidad o volumen se establece como el
resultado de la integración del caudal durante un
periodo de tiempo determinado.
Unidades: Masa o Volumen.
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
Almacenamiento del Crudo
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOSMedidores de Caudal: Medidores de presión diferencial
Placa Orificio Tubo Venturi Tubo Pilot Medidores de Impacto
Medidores de Velocidad Medidor de Turbina Medidor electromagnético Medidor Vortex Rotámetro Medidor de Ultrasonidos
Medidores Másicos Medidor másico Térmico Medidor de Coriolis
Medidores Volumétricos Medidor de Despalzamiento Positivo
Almacenamiento del Crudo
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
MEDIDORES BASADOS EN PRESIÓNDIFERENCIAL
Al restringir el paso del fluido se produce unacaída de presión
Relativo muy bajo costo
Almacenamiento del Crudo
MEDIDORES BASADOS EN PRESIÓN DIFERENCIAL
Están normadas internacionalmente las placas deorificio, tubos Venturi y toberas con la norma ISA1932 (ISO 5167-1).
Existen otros elementos primarios no normadoscomo: tubos de flujo, Annubar@, Wedge@, V-cone@.
Los elementos primarios normados poseen unaincertidumbre de 0,5% como mínimo teóricoRequieren Reynolds elevado, por lo que no esconveniente su aplicación con fluidos viscosos.
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
Almacenamiento del Crudo
MEDIDORES BASADOS EN DETERMINACIÓN DEVELOCIDAD
El fluido entra en el medidor y hace girar un rotor a unavelocidad que es proporcional a la del fluido, y por lotanto al caudal instantáneo.
La velocidad de giro del rotor se mide por conexiónmecánica (un sensor registra el número de vueltas) opor pulsos electrónicos generados por cada giro.
Son los mas precisos (Precisión 0,15 – 1%)
Son aplicables a líquidos limpios de baja velocidad.
Problemas: Pérdida de carga y partes móviles.
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
Almacenamiento del Crudo
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
MEDIDORES MÁSICOS TÉRMICOS
Consiste en aportar calor en un punto dela corriente y medir la diferencia deTemperatura aguas arribas y aguas abajo.
Si la velocidad del fluido fuese nula nohabría diferencia de temperatura, pero alexistir velocidad la temperatura esproporcional a flujo másico existente.
Lo más común es el diseño en by-pass.
Precisión: 1%.
Almacenamiento del Crudo
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
MEDIDOR DE CORIOLIS
Son medidores de caudal másico.
El efecto coriolis se manifiesta en eldoblez en su propio plano de espiras quevibran perpendicularmente a dicho plano.
Como medición secundaria, tambiéngeneran el valor de la densidad del fluido.
Son de alta precisión : Flow accuracy:+/-
0.05% of flow rate.
Capacidad para manejar flujo bifásicotransitorio
.
Almacenamiento del Crudo
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
MEDIDORES VOLUMÉTRICOS
El flujo se divide en segmentos de volumen conocido, contando el númerode segmentos en un intervalo de tiempo.
Se usa en aplicaciones de fluidos de alta velocidad y fluidos de menos de 5uS/cm.
No se recomienda con fluidos sucios al existir partes móviles.
Precisión: 0,2 – 0,5%
Almacenamiento del Crudo
Medición Estática volumétrica en recipientes o Medición de
Nivel:
El volumen de líquido, el cual se adapta al volumen del
recipiente que lo contiene hasta el nivel o altura que ocupa,
se establece mediante una integración espacial de acuerdo
con la geometría del recipiente.
Se basa en medidores de nivel de líquido y de temperatura.
Los medidores de nivel mas comúnmente usados son:
Cintas, Radares, Medidores de presión diferencial,
Ultrasonido, Flotadores, Desplazadores, Servomecanismos.
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
Almacenamiento del Crudo
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
MEDIDOR DE CINTA
Basado en la medición directa de longitudessobre las marcas húmedas en una cinta metálicaluego de ser sumergida en el hidrocarburo.
La longitud medida puede ser la existente laaltura del líquido entre el fondo y la superficie dellíquido, o el espacio vacío entre la superficie dellíquido y una referencia en el techo.
El procedimiento de medición consiste en colgarla cinta manualmente desde el techo y deslizarlahacia abajo hasta sentir que se alcanza ellíquido, si se mide el espacio vacío, o hasta elfondo, si se mide la altura de líquido.
Almacenamiento del Crudo
Medición con Cinta en Tanques
Medición Directa o de Llenado: Consiste en bajar unacinta graduada de medición con la plomada al interior deltanque, hasta que la punta de la plomada haga contactocon el fondo del tanque o la placa de nivel “0” fijada en elfondo.El nivel del líquido en el tanque se determina por lalongitud de la cinta “mojada” cuya lectura se aprecia demanera directa.
Medición Indirecta o de Vacío: Este método consiste en bajaruna cinta de medición con su plomada al interior del tanque,hasta que una parte de la cinta quede sumergida en el seno delliquido.El nivel del liquido se determina indirectamente, se calcula elvolumen de Vacio y se resta del volumen máximo del tanque.
Almacenamiento del Crudo
Medición con Radar en Tanques
La onda se refleja desde la superficie del
producto y es recibido por el receptor en la
parte superior del tanque.
La onda viaja a lo largo del conductor por
encima de el producto a la velocidad de la
luz y el tiempo de retorno de la onda del
pulso es directamente proporcional a la
distancia entre la parte superior del tanque
y el superficie del producto (nivel).
Almacenamiento del Crudo
transoemref tvhh *
Ecuación que rige su dimensionamiento
Medición con Radar:
Se basa en la medición del tiempo que tarda la reflexión de un haz
electromagnético emitido desde el techo del tanque.
Existen varias técnicas, siendo una de las mas destacadas la utilización
de ondas moduladas.
El resultado de la medición es el espacio vacío, por lo que se requiere
establecer una referencia en techo.
El sistema es altamente lineal. La velocidad de propagación de la onda
en el espacio está influenciada por la existencia de vapores
Almacenamiento del Crudo
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
Medición con Radar:
Almacenamiento del Crudo
Ventajas de la Medición con Radar
Ventajas !Aspectos que se deben conocer!
Alta Precisión +/‐ 0,5 mm (0,02 pulgs) Se debe tener en cuenta el diseño del Tanque
Instalación en la parte superior La espuma puede ser un problema
No Contacto con el Medio Distancia de Bloqueo
La precisión es independiente de los cambios de constante dieléctrica,
densidad y conductividad.Superficies Turbulentas
No necesita una recalibración, cuando se han cambiado las propiedades del
fluido de medición.
Mínima constante dieléctrica en el medio
Almacenamiento del Crudo
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Caso EstudioTanques de Almacenamiento
Operación Facilidades de Producción para Operadores
PARA UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO EN PARTICULAR, SE TIENE:
A
B
C
D
E
F
TIEMPO
MBLS/DI
A
A: TIEMPO DE LLENADO
B: TIEMPO DE REPOSO
C: TIEMPO DE DRENAJE
D: AFORO
E: BOMBEO
F: HOLGURA
LEYENDA:
CA
PAC
IDA
D O
PER
ATI
VAAlmacenamiento del Crudo
CICLOS DE OPERACIÓN DE TANQUE DE ALMACENAMIENTO
Tiempo de reposo = Tb
Tiempo de drenaje = T c
Tiempo de aforo final = Td
Tiempo de holgura = Tf
Tiempo de llenado =Volumen operativo del tanque
Producción= T a
Tiempo de bombeo =(Volumen operativo del tanque * (1 - X ) Agua
Tasa de bombeoT e=
Nota: En caso de tanques existentes en un sistema determinado, se toma para efecto del calculo el tanque de mayor capacidad.
CALCULO DE LA CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO REQUERIDA
Almacenamiento del Crudo
C A C BSi La capacidad disponible es insuficiente
Tiempo Total ciclo = TGTa Tb T c T d Tf+ + + + =e +T
TG = T Llenado TQ1 + T Llenado TQ2 + T Llenado TQ2 + …+ T Llenado TQN
TG =Cap. TQ1
Prod. BrutaCap. TQ2
Prod. BrutaCap. TQ3
Prod. BrutaCap. TQN
Prod. Bruta+ + ++ …..
A su vez:
Se tiene:
TG (Días) = Capacidad Total Requerida (Bls)Producción bruta (Bls/Dia)
Cap. Total Requerida (Bls)Prod. bruta (Bls/Dia)
X 1 Día
24 Hrs= T G (Hrs)
= Prod. Bruta (Bls/Día)24 Hrs
T*Capacidad requerida (Bls) = CAG (Hrs)
CALCULO DE LA CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO REQUERIDA
Capacidad Disponiblei
= C B(Volumen TQs) =
Almacenamiento del Crudo
Se tiene que para finales de año la producción de la segregación “X” será de71,2 MBBD. Determinar la capacidad de almacenamiento requerida para el manejode dicha producción, Sea el tiempo de reposo de esta segregación de cuatro horas,El tiempo de aforo de dos horas y el tiempo de drenaje de doce horas y el tiempo deholgura de cuatro horas. Corte de agua 30%, Tasa de bombeo de 15 MBH.
• Producción: 71,25 MBls
• Corte de agua: 30 %
• Capacidad de almacenamiento operativa
• Disponible: Dos tanques de 60 MBls y uno de 40 MBls
• Tasa de bombeo hacia Terminales de embarque: 15.000 Bls/Hr
Datos:
EJERCICIO SOBRE CALCULO DE LA CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO
Almacenamiento del Crudo
Tiempo de llenado = 71250 Bls/Días
Tiempo bombeo =(60000 Bls)*(1 – 0,30)
15.000 Bls/Hora 2,8 Hrs=
Tiempo de reposo = 4 HrsTiempo de drenaje = 12 HrsTiempo de aforo = 2 Hrs
Tiempo Holgura = 4 Hrs
=(60000 Bls)
20,2 Hrs
Siendo la capacidad de almacenamiento Instalada (Operativa): 160 MBLS
=45,0 Hrs24 Hrs
71,3 MMBB*Capacidad requerida = 134,0 MMB
T. Total = C. Requerida Total * 24 Producción Bruta
Tiempo Total = 45,0 Hrs
EJERCICIO SOBRE CALCULO DE LA CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO
Almacenamiento del Crudo
CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO ACTUAL VS REQUERIDA (SEGREGACION "X" AÑOS 2006 - 2014)
130,0
140,0
150,0
160,0
170,0
180,0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
A ÑO
CAP REQ.CAP INST.
REQUERIMIENTO EN FUNCION DEL INCREMENTO DE LA PRODUCCION
EJERCICIO SOBRE CALCULO DE LA CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO
Almacenamiento del Crudo
S o l u c i o n e s I n t e g r a d a s p a r a l a I n d u s t r i a P e t r o l e r a
Tratamiento del Crudo
Operación Facilidades de Producción para Operadores
T1T2
Tratamiento del Crudo es un proceso mediante el
cual se logra separar el agua asociada al crudo ya
sea libre o emulsionada hasta logra reducir su
contenido a valores comercialmente optimo para
su venta.
Parte del agua que viene asociada con el crudo
desde el pozo denominada agua libre se separada
por medio mecánicos o con reposo en los tanques
de almacenamiento.
Otra parte del agua esta íntimamente ligada con el
crudo en forma de una emulsión de gotas de agua
dispersas en el crudo, la cual se denomina
emulsión agua en aceite (W/O).
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
El Agua asociada con la producción decrudo se puede hallar presente dediferentes maneras, según su grado demezcla:
Esta agua se incorpora al crudo a causade la agitación a la que está sometidodurante el proceso para sacarlo delsubsuelo. La mezcla es muy inestable yse mantendrá mientras existaturbulencia.
Dado que las fases no están en íntimocontacto, su separación requieresolamente un poco de reposo, por loque los tiempos de decantación (osedimentación) son relativamentecortos.
Agua libre
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
Agua emulsionada
A diferencia del agua libre, es la
que permanece mezclada con el
crudo sin separarse cuando se
deja reposo.
Para su separación hay que
utilizar diversos métodos de
deshidratación.
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
EMULSIONES
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
Una Emulsión es una mezcla de
dos líquidos inmiscibles, es decir,
líquidos que no se mezclan en
condiciones normales, y cuando
lo hacen, uno de ellos se
dispersa en el otro en forma de
pequeñas gotas y es estabilizado
por un agente emulsionante
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
Fase dispersa
Fasecontinua
Película envolvente(Agente emulsionante)
PARTES DE UNA EMULSION
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
Condiciones que favorecen la Formación de Emulsiones
Contacto de dos líquidos inmiscibles.
Efecto de turbulencia o agitación.
Existencia de agentes emulsionantes.
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
Bombas de subsuelo
Gas
Fuga
Porosidad de las Rocas
Bombas detransferencia
Tuberías, Codos,Tee, accesorios
Válvulas
Donde se producen las emulsiones W/O ?
Tuberías, codos,Tee, accesorios
Causas Mecánicas
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
Bomba Duplex o de Doble Acción
Formación de la Emulsión (Causas Mecánicas)
% A
gua
emul
sion
ada
en p
etró
leo
RELACIÓN PORCENTAJE DE AGUA EMULSIONADAVS TIPO DE CRUDO
Gravedad API
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
AGENTES EMULSIONANTES:
Sustancias anfifílicas con una cierta afinidad con lafase dispersa y el medio dispersante y que sonsolubles en por lo menos una de las fases.
partículas sólidas finamente divididas insolubles enla fase dispersa y el medio dispersante, pero conuna cierta afinidad por éstas.
CARACTERISTICAS:
Reducen la tensión superficial de la gota de aguas,tendiendo a formar gotas de agua mas pequeñas(fenómeno contrario a la coalescencia.
Forma una capa viscosa alrededor de la gota deagua, impidiendo la coalescencia.
TENSIÓN SUPERFICIAL
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
Pueden ser moléculas polares
que se alinean entre si sobre la
gota de agua generando cargas
eléctricas. Generando que las
gotas se repelan impidiendo la
coalescencia.
DISMINUCIÓN DE LA TENSIÓN SUPERFICIAL
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
AGENTES EMULSIONANTES SEGÚN SU SOLUBILIDAD:
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
Catiónicos: anfífilo cargado positivamente
Aniónico: anfífilo cargado negativamente
No Iónico: anfífilo neutro
Tratamiento del Crudo
AGENTES EMULSIONANTES SEGÚN SU CARGA:
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
SURFACTANTES HIDRIFILICOS (DESHIDRATACION)
GOTA DEAGUA
GOTA DEAGUA
FASE DE CRUDO
GOTA DEcRUDO GOTA DE
CRUDO
FASE DE AGUA
SURFACTANTES LIPOFILICOS (CLARIFICACION)
Hidrofílicos: Su extremo
dominante posee afinidades
hacia el agua.
Lipofílicos: Son aquellos que
poseen una afinidad dominante
hacia el aceite.
Tratamiento del Crudo
AGENTES EMULSIONANTES SEGÚN SU SOLUBILIDAD EN AGUA O ACEITE:
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
Tipos de Emulsión
Gotas de Petróleo con Crudo
Crudo
Gotas deAgua
AguaCrudo
Gotas dePetróleo
Agua
Gotas de Agua con Crudo
Agua en Petróleo Petróleo en Agua
Petróleo en Agua-Petróleo Agua en Petróleo-Agua
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
EMULSIÓN DEL TIPO ACEITE EN AGUA
EMULSIÓN DEL TIPO AGUA EN ACEITE
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
EMULSIÓN MÚLTIPLE AGUA EN ACEITE EN (W/O/W)
Agua
Agua
Aceite
Aceite
Agua
Aceite
EMULSIÓN MÚLTIPLE ACEITE EN AGUA EN ACEITE (O/W/O)
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
EMULSIÓN MÚLTIPLE
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
TIPICA EMULSION DE AGUA EN CRUDO VISTA AL MICROSCOPIO
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA ESTABILIDAD DE LAS EMULSIONES
Tipo de crudo
Viscosidad
Temperatura
Contenido de agua
Agente emulsionante
Edad de la emulsión
Tamaño de las Gotas
Exposición al aire
PH.
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA ESTABILIDAD DE LAS EMULSIONES
Tipo de crudo: Los crudos de base
naftenica (asfaltenos) producen emulsiones
mucho mas estables que los crudos
parafinicos, ya que los asfaltenos actúan
como excelentes agentes emulsionantes.
Viscosidad: en un petróleo de alta
viscosidad, la velocidad de choque entre las
gotas de agua es menor que en uno liviano,
por lo que la floculación y la coalescencia
será menor, de igual forma la velocidad de
caída.
Tratamiento del Crudo
TEORIAS DE LAS EMULSIONES
Contenido de agua: En un crudo con un
bajo contenido de agua, la probabilidad de
choques entre las gotas será menor, por
tanto la floculación/coalescencia también y
por ende la caída del agua.
Agente emulsionante: La presencia de
surfactantes naturales en el petróleo
disminuyen la tensión superficial de la
gota, tensión superficial necesaria para
contribuir a la coalescencia de las gotas.
CHO
PM 45 0
C 31H 44O 2
CHO
PM 45 0
C 31H 44O 2
Mólecula de Resina
Mólecula de Asfalteno
N S O
CN
S
OOH
o
Tratamiento del Crudo
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA ESTABILIDAD DE LAS EMULSIONESTEORIAS DE LAS EMULSIONES
Edad de la emulsión: Un incremento en el
tiempo de reposo de un crudo, genera la
caída de una gran cantidad de agua, pero en
las gotas remanentes, la emulsión tendera a
ser fuerte, debido a que los surfactantes
naturales del petróleo migraran hacia la
interface formando una emulsión muy estable.
Tamaño de las gotas: A mayor tamaño de
gotas de agua, la velocidad de sedimentación
será mayor, por lo que el tiempo de reposo
requerido será menor.
Tratamiento del Crudo
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA ESTABILIDAD DE LAS EMULSIONESTEORIAS DE LAS EMULSIONES
Exposición al aire: Las emulsiones se
hacen mas estables, debido a que el
oxigeno reacciona con los componentes en
el crudo para formar agentes
emulsionantes.
PH: En los casos de PH ácidos
(acidificaciones), la tensión interfacial de la
mezcla crudo-agua, el arrastre de parafinas,
hacen que estos surfactantes naturales
migren hacia la gota de agua estabilizando
aun mas la emulsión.
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA ESTABILIDAD DE LAS EMULSIONESTEORIAS DE LAS EMULSIONES
Tratamiento del Crudo
Los métodos de deshidratación
combinan efectos cuyo propósito
es eliminar los agentes
emulsionantes naturales o
modificar suficientemente sus
propiedades, con los que
promueven el acercamiento de
las gotas para facilitar su
coalescencia.
Tratamiento del Crudo
TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
Deshidratación Química
Deshidratación Mecánica
Adición de calor
Reposo
Lavado
Agitación
Deshidratación Eléctrica
Deshidratación Mixta
Tratamiento del Crudo
TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
Con la adición de productos químicos
se trata de invertir la emulsión; es
decir, una emulsión de agua-petróleo
y convertir en una emulsión de
petróleo-agua. Durante este proceso
se alcanzaría la condición intermedia
de separación completa de las dos
fases.
Deshidratación Química EMULSION ESTABILIZADA
FENOMENOFLOCULACION / COAGULACION
Tratamiento del Crudo
TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
INYECCION DE QUÍMICA DESHIDRATANTE
Tratamiento del Crudo
Deshidratación Química
TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
Procesos asociados con los desmulsifantes: Fuerte atracción sobre interfase de
crudo/agua: La porción soluble deldesmulsificante es atraída a la gota de agua en laemulsión, distribuyéndose entre las mismas paralograr su objetivo.
Floculación: Cuando el químico alcanza lainterfase permite la atracción de otras gotas y seinicia la aglomeración.
Coalescencia: Se rompe la interfase y se liberaparte del agua hasta que se llegue a una gota tangrande que se convierte en agua libre.
Humectabilidad o Mojabilidad: Cuando seforma una interfase sólida difícil de romper y esnecesario el uso de agentes humectantes paraprovocar la floculación.
Floculación Coalescencia
Coalescencia
Sedimentación
Agua
Crudo
Deshidratación Química: Desmulsificantes
TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
Básicamente se deben tomar en cuenta entre otros aspectos,
los siguientes:
Sistema de proceso involucrado
Pruebas de Botella o muestras
Pruebas de Campo
Deshidratación Química: Como Seleccionar un Desmulsificante
TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
La aplicación exclusiva de los método
mecánicos para romper las
emulsiones cada día aumenta el uso
de dispositivos basados en
deshidratar el crudo con los
demulsificantes químicos
Adición de calor
Reposo
Lavado
Agitación
Tratamiento del Crudo
Deshidratación Mecánica
TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
Produce una disminución exponencial de laviscosidad del crudo, y aumenta la diferenciade densidades entre las dos fases.
Presenta la desventaja, que debido alcalentamiento, genera pérdidas de loshidrocarburos más livianos y volátiles delpetróleo, gastos en el consumo de gascombustible y el riesgo de ocurrirprecipitación de ciertas sales del crudo,como los sulfatos de sodio y calcio cuyasolubilidad decrece con la temperatura.
Tratamiento del Crudo
Deshidratación Mecánica: Adición de Calor
TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
Reposo
Su aplicación es generalmente necesaria,
pero sólo en los casos de emulsiones
inestables, en las cuales permite la
separación del agua y del petróleo en un
tiempo adecuado para las operaciones.
Lavado
Consiste en hacer pasar la emulsión a
través de un colchón de agua, generalmente
caliente, para provocar la “disolución” de las
gotas de agua suspendidas.
Tratamiento del Crudo
Deshidratación Mecánica:TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
Tanques de Lavado (Gun Barrel)
Recipientes sometidos a una presión cercana ala atmosférica que reciben un fluido multifásico yutilizados para completar el proceso dedeshidratación de crudo dinámicamente, enforma continua.
El agua contenida en el crudo se separar en eltanque de lavado mediante gravedad, ayudadapreviamente por el uso de calor y/o químicademulsificante.
Uno de los parámetros más importantes en elanálisis de un tanque de lavado, es el tiempo deretención. Estos tiempos varían entre 4 y 24 hrspara obtener un crudo alrededor del 1% AyS.
Deshidratación Mecánica:TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
Tratamiento del Crudo
Agitación
Aunque parezca contradictorio
con lo expuesto en la prevención
de las emulsiones, este método
también se utiliza para
romperlas.
Tratamiento del Crudo
Deshidratación Mecánica:TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
Se utiliza en combinación con los MétodosQuímico y Mecánicos en la deshidrataciónde crudos.
Por medio de un campo eléctrico,relativamente fuerte, que induce unaorientación polarizada de cargas sobre lasmoléculas en las superficies de las gotas deagua
Los cambios de polaridad del campoeléctrico aplicado ocasionan una altafrecuencia de choques entre las gotas deagua.
Se acelera la coalescencia y se reducesignificativamente el tiempo de reposorequerido por el crudo tratado.
Deshidratadores de alta velocidad
0
Electrodos
SALIDA DE PETROLEO CUDO
TUBO DISTRIBUIDORDE LA PRODUCCION
SALIDA DE ASUA
PLACA DEFLECTORA
Tratamiento del Crudo
Deshidratación Eléctrica:TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
Separadores Electrostáticos
La emulsión Crudo-Agua entra por la parte
inferior del equipo donde ocurre la
separación de las gotas de agua por
medio de la acción de un campo eléctrico
intenso, generado por la aplicación de un
alto voltaje entre dos electrodos.
El crudo deshidratado sale por medio de
un distribuidor por la parte superior del
equipo hacia los tanques de
almacenamiento.
Deshidratación Eléctrica:TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
Tratamiento del Crudo
Basándonos en los requerimientos
esenciales de un proceso de
deshidratación, todos los sistemas
existentes y los que se van a diseñar en
un futuro siempre estarán conformados
por una combinación de dos (2) o más
de los métodos descritos.
Tratamiento del Crudo
Deshidratación Mixta:TIPOS DE DESHIDRATACIÓN
Tratamiento de Crudo Termoquímico con Tanque de Lavado y Reposo
Sistema de Clarificación
Pozo Productor
Desarenador
Crudo
Crudo
Crudo
Agua
Agua
Agua
Gas
Arena
Crudo Caliente
Horno
Removedor de Agua Libre
Tanque de Lavado
Tanque de Almacenamiento
Transporte de CrudoT1
T2
Inyección de Desmulsificante
(Opcional)
Inyección de Desmulsificante
Agua
Calentamiento Directo
Tratamiento del Crudo
Tratamiento de Crudo Termoquímico con Tanque de Lavado y Reposo
Calentamiento Indirecto
Sistema de Clarificación
Pozo Productor
Desarenador
Crudo
Crudo
Crudo
Agua
Agua
Agua
Gas
Arena
Crudo Caliente
Horno
Removedor de Agua Libre
Tanque de Lavado
Tanque de Almacenamiento
Transporte de Crudo
T1T2
Inyección de Desmulsificante
Agua
Agua Recirculada
T3
Agua Caliente
Inyección de Antiincrustante
Tratamiento del Crudo
Se pueden resumir en: Destruir o neutralizar la acción del agente
emulsionante o de las fuerzas interfaciales
existentes. Esto se conoce como rompimiento de
la emulsión.
Promover (fomentar) la coalescencia (unión) de
pequeñas gotas de agua o crudo y formar gotas
más grandes.
Acelerar el proceso de separación del crudo y el
agua por reducción de la viscosidad de la fase
continua.
Tratamiento del Crudo
REQUERIMIENTOS DE DESHIDRATACIÓN
S o l u c i o n e s I n t e g r a d a s p a r a l a I n d u s t r i a P e t r o l e r a
Proceso de Calentamiento
Operación Facilidades de Producción para Operadores
El tratamiento por calentamientoconsiste en el calentamiento del crudomediante equipos de intercambio decalor, tales como Hornos, Calentadores,Intercambiadores de calor y TratadoresTérmicos.
Este calentamiento del crudo favorece elaumento de la velocidad desedimentación en el crudo y por endesepara la mayor cantidad de aguaposible emulsionada en el mismo.
El calentamiento puede realizarse dedos formas Directo o Indirecto.
Proceso de Calentamiento
TRATAMIENTO TÉRMICO
El calentador Directo se usa paratratar emulsiones no corrosivas y depresiones relativamente baja. Laemulsión esta en contacto directo conel elemento calentador (fogón), dandocomo resultado que la transferenciade calor sea muy rápida y con relativaeficiencia.
La característica principal de este tipoes su alta capacidad decalentamiento. Se conecta en seriecon un tanque de lavado y susfunciones son:
Calentar la emulsión. Eliminar la mayor parte del gas. Separar cantidades apreciable de
agua libre.
Proceso de Calentamiento
CALENTADOR DIRECTO
TUBOS EN ZONA DE CONVECCION
CALENTADOR DIRECTO
El calentador Indirecto tiene tres partes
principales;
Cuerpo del calentador
La cámara de combustión (fogón)
El conjunto de tubos de flujo
La cámara de combustión y el conjunto
de tubos, se construyen integralmente
con el cuerpo. El calor de la cámara de
combustión se transfiere indirectamente a
la emulsión que esta calentándose en el
conjunto de tubos de flujo por medio de
un baño de agua que se forma en el
cuerpo del calentador.
Proceso de Calentamiento
CALENTADOR INDIRECTO
Hogar: donde se produce la combustión y segenera la transferencia por radiación.
Zona de Convección: donde se precalientael fluido que pasa por los tubos para aumentarla eficiencia del calentador.
Zona de Radiación: área donde el calor estransferido a los tubos del hornoprincipalmente por la radiación que emite lallama .
Tubos de calentamiento: donde circula elfluido que se desea calentar.
Chimenea: por donde salen los gases decombustión del hogar del calentador.
Proceso de Calentamiento
PARTES PRINCIPALES DE UN CALENTADOR
Quemadores: situados en el interior delcalentador, producen y mantienen la cantidadde calor necesaria.
Regulador de Tiro o Damper: Absorbe airede afuera hacia adentro a través de losregistros de cada quemador, regulando elflujo de gases de escape y controlando el tirodel calentador.
Ventana de Seguridad: Es una abertura quese encuentra lateralmente en los calentadoresque se abre o se rompe cuando hay una altapresión sobre os mismos.
Piloto: Boquilla colocada al lado de cadaquemador , cuya finalidad es mantener unallama permanente capaz de dar ignición alquemador
Proceso de Calentamiento
PARTES PRINCIPALES DE UN CALENTADOR
Gráfica de variación de la
viscosidad cinemática con la temperatura para diferentes API del crudo
14° API150
1600
Proceso de Calentamiento
EFECTOS DEL CALENTAMIENTO SOBRE LA VISCOSIDAD
Línea de Recibo de Producción
Inyección Producto Químico
Deshidratante
Crudo en Especificación
Inyección AguaCaliente para
Colchón
Almacenamiento ycumplimiento
de reposo Tanque de
Lavado
Drenaje de Agua
Hacia Planta deTratamiento
Reposición Agua para Sistema de Lavado.
T1 T2T2
Tar
TehTsh
M CrudoDeshidratado
TIPOS DE CALENTAMIENTO
CALENTAMIENTO INDIRECTO
Proceso de Calentamiento
Inyección química
deshidratante
T3T2
Crudo en especificación
Aguadrenada
Línea de Recibo de Producción
Calentamiento Directo
CALENTAMIENTO DIRECTO
TIPOS DE CALENTAMIENTO
Proceso de Calentamiento
Reduce la viscosidad de la fase continua. Incrementa el movimiento y la colisión de las
gotas de agua para su coalescencia. Incrementa la diferencia de densidad entre la
salmuera y el crudo. Promueve una mejor distribución del
desemulsificante. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan
estabilidad a las emulsiones. Debilita la película de emulsionante que rodea
a las gotas de agua.
Proceso de Calentamiento
VENTAJAS DEL USO DE CALENTADORES
Provoca la migración de los compuestosmás volátiles del crudo hacia la fase gas.Esta pérdida de livianos ocasiona unadisminución de volumen del crudocalentado y una disminución en sugravedad API.
Incrementa los costos de combustible. Incrementa los riesgos en las instalaciones. Requieren mayor instrumentación y control. Causa depósitos de coque.
Proceso de Calentamiento
DESVENTAJAS DEL USO DE CALENTADORES
S o l u c i o n e s I n t e g r a d a s p a r a l a I n d u s t r i a P e t r o l e r a
Sistemas de Instrumentación y Control
Operación Facilidades de Producción para Operadores
Medición: proceso de obtener experimentalmenteuno o más valores de la magnitud querazonablemente pueden atribuirse a una cantidad.La medición implica la comparación de lascantidades e incluye el recuento de las entidades.
Instrumentación: conjunto de dispositivosutilizados para establecer o influir en el estado o lamagnitud de una cantidad. La instrumentacióncubre los aspectos tecnológicos del proceso demedición.
Control: proceso de mantener las condicionesespecificadas en un proceso o sistema. Lamedición se requiere para controlar, y lainstrumentación se utiliza en las mediciones.
Sistemas de Instrumentación y Control
MEDICIÓN, INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL
La instrumentación se puede clasificar de acuerdo con lafunción específica de cada dispositivo:
Instrumentos de medición: Dispositivos que incluyesensores y medición continua. Podrían ser analógica odigital y electrónica, mecánico o neumático.
Detectores: equipos que detectan estado o condición,normalmente proporcionan dos estados con señal desalida binaria.
Válvulas de control: elemento de control final utilizadopara modificar el flujo del fluido de acuerdo con unaseñal de control. Hay diferentes diseños y accesorios
Controladores: Estos dispositivos proporcionan unaseñal de salida como una función de las variablesmedidas y un algoritmo de control especifico.
Sistemas de Instrumentación y Control
CLASIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN
Sensores
Transductores
Transmisores
Terminología: Sensores, Transductores y Transmisores.
Sistemas de Instrumentación y Control
CLASIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN
Sensores: Elementos de un sistema demedición que se ve directamente afectado porun fenómeno, cuerpo o sustancia portadora deuna cantidad a medir.
Transductores: Elemento o dispositivos querecibe información en forma de una cantidad yla convierte en la misma forma u otra cantidad.
Transmisores: Dispositivos que responde auna magnitud de medida por medio de unelemento de detección, y la convierte en unaseñal de transmisión normalizado, que es unafunción sólo de la variable medida.
Sistemas de Instrumentación y Control
Terminología: Sensores, Transductores y Transmisores.
CLASIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN
Transmisores Medidores Registradores
Sistemas de Instrumentación y Control
Instrumentos de Medición
CLASIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN
Switches de Presión
Sistemas de Instrumentación y Control
Detectores
CLASIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN
Switches de Flujo
Switches de Nivel
Termostatos
Reguladoras De Control Accesorios
Sistemas de Instrumentación y Control
Válvulas de Control
CLASIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN
Hay diferentes diseños de válvula de controlorientados a condiciones específicas oservicios generales. Los diseños máscomunes se mencionan en la siguiente lista:
Globo
Disco convencional
Disco excéntrico
Doble puerto
Bola
Ángulo
Válvula de 3 vías.
Sistemas de Instrumentación y Control
Válvulas de Control: Tipos
CLASIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN
Globo, Puerto Simple
Globo, AnguloGlobo, Puerto Doble
Sistemas de Instrumentación y Control
Válvulas de Control: Tipos
CLASIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN
Fuente: Fisher Control Valve Handbook
Disco EccentricoDisco Convencional
Disco Contorneado
Fuente: Fisher Control Valve Handbook
Sistemas de Instrumentación y Control
Válvulas de Control: Tipos
CLASIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN
Hay diferentes accesorios diseñados para
garantizar la correcta ejecución de la
función esperada por válvulas de control.
Los accesorios más comunes son:
Actuadores
Posicionadores
Convertidores
Reguladores
Elementos de reducción de ruido
Sistemas de Instrumentación y Control
Válvulas de Control: Accesorios
CLASIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN
Válvula de Control con actuador y posicionador neumático.
Actuador Eléctrico
PosicionadorNeumático
Sistemas de Instrumentación y Control
Válvulas de Control: Accesorios
CLASIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN
Calibración: Operación que, en determinadascondiciones, en una primera etapa, se establece unarelación entre los valores de la magnitud de lasincertidumbres de medición proporcionados por lasnormas de medición y las indicaciones correspondientes alas incertidumbres de medición asociadas y, en unasegunda etapa, utiliza esta información para estableceruna relación de la obtención de un resultado de lamedición de una indicación.
Ajuste: conjunto de operaciones llevadas a cabo en unsistema de medición para que proporcione indicacionesprescritas correspondientes a valores dados de unacantidad a medir.
Ajuste de un sistema de medición no debe confundirsecon la calibración, que es un requisito previo para elajuste.
Fuente: JCGM “International Vocabulary of Metrology”
Sistemas de Instrumentación y Control
INSTRUMENTACIÓN
Dedicados PLC Sistemas de Control
Sistemas de Instrumentación y Control
CONTROL
Controladores
La palabra SCADA significa “Supervisory Control And Data Adquisition” , omejor conocido como Sistema de Control y Adquisición de Datos. El sistemapermite obtener y procesar información de procesos industriales dispersos yactuar en forma remota sobre los mismos. Esto significa que puede supervisarsimultáneamente procesos e Instalaciones remotas, tales como oleoductos,campos petroleros, sistemas eléctricos, entre otros.
Sistemas de Instrumentación y Control
SCADA
Supervisión de puntos de entregas y transferencia de
custodia, supervisión y control de redes de
distribución y recolección de gas, control de flujo o
presión, prueba de pozos, control y supervisión de
operaciones en plantas, estaciones de flujo y
monitoreo de yacimientos.
De acuerdo con la filosofía de operación que se
diseñe, los SCADA tienen aplicaciones específicas
que se traducen en funciones particulares que
ejecutan las unidades terminales remotas (RTU),
ayudadas por la instrumentación del campo en cada
proceso o instalación.
Sistemas de Instrumentación y Control
APLICACIONES DEL SCADA SEGUN TIPO DE INSTALACION
ELEMENTOS BASICOS DEL SCADA
Unidad Terminal Remota
Unidad Interfaz de Campo
Unidad Terminal Maestra
Interfaz Hombre Máquina
Comunicaciones
Centro de Control
APLICACIONES DEL SCADA SEGUN TIPO DE INSTALACION
Control de Flujo en Levantamiento Artificial por Gas
Control de Presión y Distribución de Gas
Control y Supervisión de Estaciones de Flujo
Red EthernetPLC/RTU
Sistemas de Instrumentación y Control
SCADA
SPSCADA
FT FT TT
LT
LSL
LSH
AT
PT
PLC/RTU
SCADA
FT TT PT
PT PT
FT
TT TT
PT
PLC/RTU
Ad-Hoc Trend
01/05/2000 12:55:15 PM 01/05/2000 06:55:15 PM6,00 Hour(s)
PSI
MPCD
100,
200,
300,
400,
500,
600,
700,
0,
800, 403,
0,PSI
MPCD
Ad-Hoc Trend
01/05/2000 01:02:22 PM 01/05/2000 07:02:22 PM6,00 Hour(s)
MPCD
PSI
1100,
1200,
1300,
1400,
1500,
1600,
1000,
1700, 1408,
1183,MPCD
PSI
Ad-Hoc Trend
30/04/2000 11:10:15 PM 01/05/2000 04:10:15 PM17,00 Hour(s)
"H2O
5,
10,
15,
20,
25,
30,
0,
35, 21.352"H2O
SCADA
CAPTURA DE DATOS Y CONTROL
Sistemas de Instrumentación y Control
PLT
PHT
TT
PLC / RTUM
PT
FT
AMBIENTEDE OFICINA
SCADA
SERVIDOR DE DATOS
SISTEMA INFORMACION
DE POZOS
FT FT TT
LT
LSL
LSH
AT
PT
TS
Cabezal
Múltiple
Estación de Proceso
PLC / RTU
PLC / RTU
SISTEMA DE CONTROL
Sistemas de Instrumentación y Control
Variables de Control de ProcesoTASA DE PRODUCCIÓNPRODUCCIÓN
0
10000
20000
30000
40000
50000
6000019
68
1969
1971
1973
1974
1976
1978
1980
1982
1983
1985
1987
1989
1990
1992
1994
1996
BPD
BPD
TASA DE PRODUCCIÓNPRODUCCIÓN
0
10000
20000
30000
40000
50000
6000019
68
1969
1971
1973
1974
1976
1978
1980
1982
1983
1985
1987
1989
1990
1992
1994
1996
BPD
BPD
CORTE DE AGUA
0
5
10
15
20
25
30
1968
1969
1971
1973
1974
1976
1977
1979
1981
1983
1984
1986
1988
1989
1991
1993
1994
1996
AYS
(%)
AYS
(%)
CORTE DE AGUA
0
5
10
15
20
25
30
1968
1969
1971
1973
1974
1976
1977
1979
1981
1983
1984
1986
1988
1989
1991
1993
1994
1996
AYS
(%)
AYS
(%)
0200600100014001800220026003000340038004200460050005400
Dic
-67
Dic
-69
Dic
-71
Dic
-73
Dic
-77
Dic
-79
Dic
-81
Dic
-83
Dic
-85
Dic
-87
Dic
-89
Dic
-91
Dic
-93
Dic
-95
PRES
IÓN
(LP
CA
)PR
ESIÓ
N (
LPC
A)
POZOS PRODUCTORESPOZOS INYECTORES
Dic
-75
PRESIÓNPRESIÓN
020060010001400180022002600300034003800420046005000
200600100014001800220026003000340038004200460050005400
Dic
-67
Dic
-69
Dic
-71
Dic
-73
Dic
-77
Dic
-79
Dic
-81
Dic
-83
Dic
-85
Dic
-87
Dic
-89
Dic
-91
Dic
-93
Dic
-95
PRES
IÓN
(LP
CA
)PR
ESIÓ
N (
LPC
A)
POZOS PRODUCTORESPOZOS INYECTORES
Dic
-75
PRESIÓNPRESIÓNRELACIÓN GAS PETRÓLEORELACIÓN GAS PETRÓLEO
0
0,5
1
1,5
2
2,5
1968
1969
1971
1973
1974
1976
1977
1979
1981
1983
1984
1986
1988
1989
1991
1993
1994
1996
RG
P(M
PCN
/BN
)R
GP(
MPC
N/B
N)
RELACIÓN GAS PETRÓLEORELACIÓN GAS PETRÓLEO
0
0,5
1
1,5
2
2,5
1968
1969
1971
1973
1974
1976
1977
1979
1981
1983
1984
1986
1988
1989
1991
1993
1994
1996
RG
P(M
PCN
/BN
)R
GP(
MPC
N/B
N)
Sistemas de Instrumentación y Control
VARIABLES DE CONTROL DE PROCESOS
APLICACIONES DEL SCADA SEGÚN TIPO DE INSTALACION
Sistemas de Instrumentación y Control
Control de Flujo o PresiónAPLICACIONES DEL SCADA SEGÚN TIPO DE INSTALACION
Sistemas de Instrumentación y Control
Prueba de PozosAPLICACIONES DEL SCADA SEGÚN TIPO DE INSTALACION
Sistemas de Instrumentación y Control
APLICACIONES DEL SCADA SEGÚN TIPO DE INSTALACION
Sistemas de Instrumentación y Control
APLICACIONES DEL SCADA SEGÚN TIPO DE INSTALACION
Sistemas de Instrumentación y Control
Sistemas de Instrumentación y Control
SISTEMAS DE SUPERVISIÓN Y CONTROL
Filtro
DEP
UR
ADO
R
GAS
IN
STR
UM
ENTO
SUPERVISION Y CONTROL DE FLUJOEN POZO
SUMINISTRODE GAS
LINEA DEFLUJO
MONITOR MAESTRO
SEÑAL 4-20 mAPD y PE
SEÑAL 4-20 mAPRESION DE INYECCION
SEÑAL 4-20 mAPRESION DE LINEA
SEÑAL 4-20 mAPRESION TUBERIA
SEÑAL 4-20 mACONTROL DE POSICION
Sistemas de Instrumentación y Control
SISTEMAS DE SUPERVISIÓN Y CONTROL
Sistemas de Instrumentación y Control
APLICACIONES DEL SCADA SEGÚN TIPO DE INSTALACIONDosificación Antiespumantey Deshidratante
•Control de Inyección•Medición de flujo•Ajuste automático•Presión de Inyección•Monitoreo del nivel•Estimación de Volumen almacenado•Estimación días de existencia
Control de Bombeo•Secuencia de Arranque de Bombas•Paro/Arranque Automático•Sistema de Alarma por Alto/Bajo Nivel•Arranque por Alto Nivel•Paro por Bajo Nivel•Señal Analógica de Presión de bombeo•Falla de AC•Bombas activas/Inactivas•Horas de Operación x bombas
Funcionamiento de Tanques
•Nivel de crudo en los tanques•Alarmas por alto/bajo nivel•Suiches automáticos de bombas•Sistema Contra incendios•Operación sistema de Limpieza
Operación en el Múltiple•Direccionamiento de Pozos a Prueba•Control de Posición de Actuadores•Señal analógica de Presión
SEPARADORES DE PRUEBA•Control de Descargas de Líquido•Contabilización de Barriles producidos•Medición del Gas Total de la Prueba•Medición de Corte de Agua (Phasedynamic)•Monitoreo de Nivel•Presión de Separación•Señal de alto/bajo nivel•Falla de Instrumentos
SEPARADORES GENERALES•Control de Descargas de Líquido•Monitoreo de Nivel•Presión de Separación•Señal de alto/bajo nivel•Falla de Instrumentos
DEPURADOR DE GAS•Control de Descargas de Líquido•Medición del Gas Total de la estación•Monitoreo de Nivel•Presión del Sistema•Señal de alto/bajo nivel•Falla de Instrumentos•Control de Presión General•Control de Venteo•Cierre de emergencia (inundación)
Sistemas de Instrumentación y Control
SISTEMAS DE SUPERVISIÓN Y CONTROL
S o l u c i o n e s I n t e g r a d a s p a r a l a I n d u s t r i a P e t r o l e r a
Criterios de Optimización
Operación Facilidades de Producción para Operadores
NIVEL I SUPERVISIÓN BÁSICA(PRESION DE SEP. / OLEODUCTO Y FLUJO OLEO.
SALA DE CONTROL
LOCAL
UNIDADDE CAMPO
SALA DE CONTROLREMOTA
NIVEL III LAZO CERRADO /
INTEGRALSALA DE
CONTROLREMOTA
NIVEL II SUPERVISIÓN BÁSICA(PRESION, NIVELES / CONTROL SIST.)
NIVEL IVOPTIMIZACION
ex
INTEGRACION
SALA CONTROL / SISTEMA COORP.
Criterios de Optimización
NIVELES DE AUTOMATIZACIÓN
OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN EN CAMPOS DISPERSOS
Mediciones
Análisis
EvaluaciónDecisión
Ejecución
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OPTIMIZACION
Datos
Datos
InformaciónInformación
Instrucciones
Datos
CAMPO
OFICINA
Criterios de Optimización
EJECUCION Y CONTROL MONITOREO O SUPERVISION
INSTRUCCIONESTRANSMISION
DE DATOS
DECISIONESCONTROL DE CALIDAD Y
ALMACENAMIENTO DE
RED DE COMUNICACIONES
CAMPO
OFICINA
OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN EN CAMPOS DISPERSOS
Criterios de Optimización
S o l u c i o n e s I n t e g r a d a s p a r a l a I n d u s t r i a P e t r o l e r a
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
Operación Facilidades de Producción para Operadores
La industria Petrolera y Petroquímica debe
desarrollar sus actividades bajo condiciones
que le permitan mantener:
La integridad del personal propio y
contratado
Sus instalaciones y equipos
La Seguridad de sus Procesos
Evitar la contaminación del medio ambiente
Reducir los riesgos a terceros.
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
SEGURIDAD EN LAS INSTALACIONES
En correspondencia con la declaración anterior, los aspectos de Seguridad,
Salud y Ambiente deben ser abordados como una parte integral del trabajo
iniciado con:
Las evaluaciones de factibilidad y conceptualización de los procesos.
En las fases del diseño, construcción y arranque de los Proyectos
Asociados.
Durante la vida operativa de las instalaciones hasta sus etapas de cierre,
desmantelamiento o clausura.
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
SEGURIDAD EN LAS INSTALACIONES
Bajo las consideraciones anteriores, se deben alcanzar los mejores
estándares S. H. A., en Organizaciones caracterizadas por su Disciplina
Operacional y bajo un enfoque PROACTIVO asociados a los procesos de:
Seguridad Industrial
Seguridad de los Procesos
Higiene Ocupacional
Protección Ambiental
Estos procesos están basados en leyes, políticas, normas y procedimientos
y guías que orientan hacia la ejecución segura de cualquier actividad.
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
SEGURIDAD, HIGIENE Y AMBIENTE (S.H.A)
Clasificación de Áreas
Permisos de trabajo
ART
Manejo de químicos (MSDS)
Procedimientos operacionales
Ley ambiental
Notificación de eventos DERRAME,
ESCAPE, INCENDIOS, EXPLOSIONES,
INCIDENTES
Informe/investigación de Accidentes
Identificación de riesgos
NORMAS DE SEGURIDAD, HIGIENE Y AMBIENTE
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
Overall (Braga)
Salvavidas
Autocomprimidos
Cascos de Seguridad
Lentes de Seguridad
Filtros de Aire
Zapatos de Seguridad
Guantes de Seguridad
Orejeras
EQUIPOS BÁSICOS DE SEGURIDAD
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
ORGANIZACIÓN CON DISCIPLINA OPERACIONAL
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
ORGANIZACIÓN CON DISCIPLINA OPERACIONAL
Evitar las lesiones personales, daños a las instalaciones
y al ambiente y pérdidas materiales producto de
accidentes, asegurando la continuidad operacional.
Fortalecer la imagen de seguridad de la Empresa y por
ende la seguridad del trabajador el cual aportaría un
mayor rendimiento.
Establecer y mantener un sistema estadístico que
permita identificar causas de los accidentes, definir
acciones a seguir para su control y evitar su ocurrencia.
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
OBJETIVOS DE LA SEGURIDAD INDUSTRIAL Y DE LOS PROCESOS
Se enfoca en incidentes de alta frecuencia y baja consecuencia
La Clave del Éxito esta en Desarrollar una Cultura hacia la Prevención,Enfoque Proactivo, Seguridad como Valor de Vida, Organizaciones dondeprevalezca la Disciplina Operacional y la Confiabilidad Humana asociada alos procesos.
GESTION DE SEGURIDAD DE LOS PROCESOS
Se enfoca en incidentes de baja frecuencia y alta consecuencia
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
GESTION DE SEGURIDAD DE LAS PERSONAS (PROPIOS / CONTRATISTAS)
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
GESTION DE SEGURIDAD DE LAS PERSONAS (PROPIOS / CONTRATISTAS)
• El objetivo es no tener accidentes , bajando la Frecuencia de Accidentalidad
para alcanzar los mejores estándares de la industria
• Se medirán los Indicadores Proactivos y Reactivos que reflejan la Gestión, el
Comportamiento y tendencias del proceso para tomar correctivos oportunos. Es
importante identificar la Causa Raíz de estos Indicadores Reactivos.
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
GESTION DE SEGURIDAD DE LAS PERSONAS (PROPIOS / CONTRATISTAS)
El ASP es una herramienta Gerencial que considera los
aspectos de Seguridad asociados a LOS PROCESOS E
INSTALACIONES y esta diseñada para prevenir la ocurrencia
o reducir las consecuencias de los escapes de sustancias
toxicas y peligrosas, reactivas o explosivas, que puedan
causar accidentes mayores y catastróficos originados por
procesos industriales.(API RP 750 / 754)
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
ADMINISTRACION DE SEGURIDAD DE LOS PROCESOS
Evitar daños a la salud de los trabajadores por la exposición a riesgos
ocupacionales en su ambiente de trabajo.
Garantizar un ambiente agradable y cómodo a los trabajadores.
Utiliza técnicas de ingeniería, medicina, química, física y otras
disciplinas, para evaluar y controlar las condiciones ambientales de
trabajo que afecten la salud o bienestar de los trabajadores.
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
OBJETIVOS DE LA HIGIENE INDUSTRIAL
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
OBJETIVOS DE LA HIGIENE INDUSTRIAL
Identificar, evaluar y controlar los riesgos ocupacionales presentes en elambiente de trabajo.
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
GERENCIA DEL RIESGO OCUPACIONAL
Desarrollar acciones coordinadas y orientadas a la identificación, evaluación,
control y mitigación de los riesgos ambientales asociados a sus actividades
productos o servicios que tengan o puedan tener un impacto significativo al medio
ambiente como emisiones a la atmosfera, vertidos al agua, contaminación de
suelos, efectos sobre los ecosistemas, bajo condiciones normales y anormales de
operación durante las actividades pasadas presentes y futuras, cumpliendo con
las normas y regulaciones vigentes y en concordancia con lo establecido en la
Norma ISO 14001.
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
OBJETIVOS DE LA PROTECCIÓN AMBIENTAL
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
ADMINISTRAR RIESGOS AMBIENTALES
CLIENTERecolectar Tratar Transportar AlmacenarCLMCP
100000 Bls
PLANTA DE COMPRESIÓN
GAS A VENTAS
DESHIDRATACIÓN / ALMACENAMIENTO
EMBARQUE
100000 Bbl.
CABEZAL DEL POZO
LÍNEA DE
FLUJOESTACIÓN DE FLUJO
PROCESAMIENTO
TRATAMIENTO DE AGUAS
INYECCIÓN Y DIST.DE GAS
POZOINYECTOR
VAPOR
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
PROCESOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA
Cada día mueren en promedio 6.000 personas a causade accidentes o enfermedades relacionadas con eltrabajo, lo que equivale a un total de más de 2,2millones de muertes en el trabajo por año.
Cada año los trabajadores y trabajadoras son víctimasde aproximadamente 270 millones de accidenteslaborales, que causan ausencias laborales de 3 o 4días.
Las sustancias peligrosas matan aproximadamente438.000 trabajadores y trabajadoras por año y secalcula que un 10% de los cánceres de piel sonatribuibles a la exposición de sustancias peligrosas en ellugar de trabajo.
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
ESTADISTICAS SOBRE SEGURIDAD EN EL TRABAJO (FUENTE: OIT)
Acción orientada a lograr que se realice el trabajo de acuerdo a lo
planificado, utilizando de una manera eficiente, los recursos
humanos, físicos y económicos disponibles
SUPERVISION
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
ROL DEL SUPERVISOR
Asegurar la operación y ejecución de los
trabajos
Lograr metas orientando a los trabajadores
y manteniendo un buen clima laboral.
Pieza clave en la ejecución de trabajos
“bien ejecutados”, sin accidentes
FUNCIONES DEL SUPERVISOR
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
ROL DEL SUPERVISOR
Para lograr trabajar sin accidentes:Herramientas del supervisor:
Planificación• Que trabajos se efectuaran en la instalación bajo mi responsabilidad ?• Que previsiones debo tomar para que todo salga bien ?• Que normas y procedimientos deben aplicarse ?
Coordinación
• Quien es responsable de ejecutar las tareas considerando las
condiciones de seguridad ?
• Que materiales y equipos se necesitan para las tareas ?
• Cuales tareas pueden ser ejecutadas en forma simultanea y cuales
requieren la culminación de tareas previas ?
Autorización• Han sido consideradas todas las precauciones que garantizan la
finalización con éxito de los trabajos ?
• Que tipo de permiso se requiere ?
• Cuento con personal requerido para estos trabajos ?
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
ROL DEL SUPERVISOR
Observación y control
• Identificar actos, condiciones inseguras y el cumplimiento de las medidas preventivas acordadas
• Detectar desviaciones y anormalidades en el trabajo.• Progresos/avances del trabajo.• Realizar las correcciones y ajustes necesarios.• Elaboración de nuevos planes.
Comunicación
• Aclarar dudas.
• Dar instrucciones precisas.
• Especificar el alcance del trabajo.
• Evitar interpretaciones erróneas.
Normas yprocedimientos
• Obedecen a una necesidad preventiva.
• Generan una interpretación.
• Contienen un motivo preventivo.
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
Para lograr trabajar sin accidentes:
ROL DEL SUPERVISOR
T1 T2 T3 T4
PLANIFICACION
COORDINACION
AUTORIZACION
OBSERVACIONY CONTROL
Necesidaddel trabajo
Trabajo bien hecho
COMUNICACIONNORMAS YPROCEDIMIENTOS
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
ROL DEL SUPERVISOR
Filosofía:Funcionamiento armónico o equilibrado del trinomio: HOMBRE – MAQUINAS ‐ AMBIENTE
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
MANEJO INTEGRAL DEL RIESGO
La instalación debe disponer de las siguientes protecciones dependiendo del tipo de riesgo potencial que pueda presentarse:
Riesgo ProtecciónIncendio en la instalación. Detección, alarma y activación del sistema
contra incendio, para los tanques de crudo.
Derrame de crudo a la instalación y/o al medioambiente.
Detección y alarma por alto nivel de crudo entanques de almacenamiento, con sistemas dedoble redundancia
Alta presión de descarga en el sistema debombeo de crudo.
Detección y alarma por alta presión y válvulasde seguridad.
Alto nivel de liquido en el depurador. Detección, protección y alarma por alto nivel.Falla segura de la válvula abierta (suministropara cerrar).
Alto nivel de liquido en los tanques dealmacenamiento.
Detección, protección y alarma por alto nivel(arranque de bombas de crudo con sistema dedoble redundancia).
Atmósfera peligrosa. Detección y alarma.
SISTEMA DE PROTECCIÓN – PLAN DE EMERGENCIA
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
Evitar subir solo a un tanque de almacenamiento de crudo cuando se note una alta
concentración de gas, espacial cuidado con los tanques de techo flotante.
Cuando sea necesario abrir una boca de aforo de un tanque de crudo o de químico,
retirarse a una distancia prudente, permitiendo que escapen los gases acumulados.
Cuando esté acompañado, cerciorarse que el compañero esté en sitio seguro y no
recibirá los gases que escapan.
Evitar pararse cerca del borde de un tanque.
En la operación de las Instalaciones Petroleras existen diversos riesgos potenciales debido
principalmente, a las presiones, temperaturas, inflamabilidad de los fluidos manejados,
peligrosidad de los químicos manejados, equipos eléctricos, sitios de trabajo y otros. Para la
operación segura de estas facilidades se recomienda al operador seguir las siguientes
recomendaciones:
NORMAS DE SEGURIDAD – OPERACIÓN DE INSTALACIONES PETROLERAS
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
Antes de levantar la tapa de aforo o de visita o antes de introducir la cinta de medir el
tanque, tocar cualquier parte del tanque sin guantes, para eliminar el riesgo de chispas
causada por electricidad estática.
No usar zapatos con clavos, placas o esquinas de hierro, al trabajar en tanques o
estaciones de flujo en los que se maneje petróleo o derivados de éste.
Nunca subir a un tanque que contenga petróleo o alguno de sus derivados, cuando se
avecine una tormenta o durante ella.
Nunca llevar objetos de hierro, fósforos o encendedores a lo alto de un tanque.
Cerciorarse que las linternas y bombillas que se usa en los tanques, estaciones de
bombeo y flujo sean a prueba de explosión o tengan protección contra ella.
No usar ni tratar de reparar cables eléctricos, circuitos o toma corrientes que se noten
defectuosos. En estos casos, avisar inmediatamente al supervisor o llamar al
Departamento de Mantenimiento Eléctrico.
Eliminar el uso de la gasolina, en su lugar utilizar gasoil, kerosene o varsol.
NORMAS DE SEGURIDAD – OPERACIÓN DE INSTALACIONES PETROLERAS
Medidas de Seguridad en las Instalaciones
S o l u c i o n e s I n t e g r a d a s p a r a l a I n d u s t r i a P e t r o l e r a
Dinámica de Equipo con Casos de Estudio
Operación Facilidades de Producción para Operadores
Producción Separación Almacenamiento Tratamiento Optimización
Esperamos que esta experiencia de aprendizaje haya sido enriquecedora y de beneficio para sus
funciones de trabajo
Muchísimas gracias …
T1
T2