1.

2.

2.1

3.

3.1

3.2

3.3

3.4 3.4.1 3.4.2 3.4.3 3.4.4

3.5

3.6 3.6.1 3.6.2 3.6.3

3.7 3.7.1 3.7.2 3.7.3

3.8

4.

4.1

4.2 4.2.1

TABLA DE CONTENIDO

Pag.

INTRODUCCION•..•....••..•.••••.•.••••.•..•.... 1

LLEGADA DE LOS POZOS A LA BATERIA ••..••••...•• 3

OPERACIONES DE RUTINA EN EL MULTIPLE •.••..•.•• 5

S EPA.RA DORES ••••••••••••••••••••••••••••••••••• 7

CLASIFICACION DE LOS SEPARADORES •......•...••• 7

MECANISMOS DE SEPARACION EN UN SEPARADOR •...•• 9 /SECCIONES DE UN SEPARADOR•••..••••...••.•..••• 9

FtJNCIONAMIENTO DE UN SEPARADOR•......•......•• 11 Separador vertical bifasico .•............... ~. 12 Separadores horizonta1es ••.•.•••....••.•.•..•. 15 Separador esf~rico .•....•.•••..•••...•.•.•.••• 18 Separadores trifasicos ....•.••...•...•..•..••. 19

CONTROL DEL SEPARADOR•...•••••.•••.....•.•.••• 20

OPERACIONES EN UN SEPARADOR ••..•.••.•..•...••• 24 Arrancada (puesta en operacion)~ ....•..••.•.•. 24 Operaciones de rutina •..•.•...•....•..•.....•• 25 puesta fuera de operacion•...•.••..•...••....• 26

DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES ••••.•.••....•• 27 capacidades a11i:quido (<iL) ••••••••••••••••••• 27 Capacidades a1 gas ••...••.••••..•••.•..•.••.•• 31 Determinacion de presiones de trabajo y espe­sores de las laminas •••..•.•...•..••...••..••• · 40

VENTAJAS DE SEPARADORES ESFERICOS, VERTICALES Y HORIZONTALES.................... • • • . • . . . . • • • 41

~'ULS IONES •..• '. • . . . • . • • . . • • . • • • • • • • . • • • . • . . • . • 43

CLASIFICACION DE LAS EMULSIONES •••....•...•••• 44

TEORIAS SOBRE LA FORMACION DE EMULSIONES ••••.• 46 Teoria coloidal .....................•..•....•. 47

--r­0~C135 ~~

4.2.2 4.2.3

4/.3

4.4 4.4.1 4.4.2 4.4.3 4.4.4 4.4.5 4.4.6

4.5 4.5.1 4.5.2 4.5.3 4.5.4

4.5.5

4.6

5.

5.1

5.2

5.3

5.4

5.5

6.

7.

7.1

7.2

8.

8.1

8.2

8.3

('fly Pag.

eoria de la tensi6n interfacial 47 Teoria del agente emulsificante 48

FOR~1ACION DE EMULSIONES EN CAMPOS DE PETROLEO 49

FACTORES QUE AFECTAN LA FORMACION DE EMULSIONES 51 Porcentaje y salinidad del aguaCaracteristicas del crudo Presencia de gas 0 aire Tipo y cantidad de emulsificante Tiempo Metodo de producci6n

TRATAMIENTO DE EMULSIONES Tratamiento quimico Tratamiento termico Tratamiento electrico Algunas notas adicionales sobre el emulsiones. Ayudas auxiliares en el tratamiento

PREVENCION DE EMULSIONES

TANQUES (TANKS)

CLASIFICACION

TANQUES DE LAVADO

TANQUES DE ALMACENAMIENTO

OPERACIONES DE RUTINA EN

51 51 52 52 53 53

53 55 59 81

tratamiento de 82c 82m

820

83

83

86

(STOC-TANKS) 91

TANQUES 93

DIMENSIONAMIENTO DE GUN BARRELS Y FWKO 95

TRATAMIENTO DEL AGUA 96

DESALACION DEL CRUDO 99

ASPECTOS IMPORTANTES EN LA DESALACION 102

PROCESOS Y EQUIPO 102a

FISCALIZACION 103

DETERMINACION DE VOLUMENES 103

TOMA DE MUESTRAS 108

MEDIDA DE TEtWERATURA 109

8.4

8.5

8.6

9.

9.1

DETERMINACION DE LA GRAVEDAD ESPECIFICA

DETERMINACION DEL CONTENIDO DE AG UA Y SEDIMENTOS (BS&W)

UNIDADES LACT (LEASE AUTOMATIC CUSTODY TRANSFER)

TRANSPORTE DE CRUDO

PERDIDAS DE PRESION

Pag.

110

112

115

124

124

9.2 DISENO DE OLEODUCTOS 132 9.2.1 Dimensionamiento 132 9.2.1.1Determinacion de tamano de tuberla 132 9.2.1.2Determinacion de capacidad 134 9.2.2 Incremento de la capacidad del oleoducto 136 9.2.3 Longitud equivalente 139 9.2.4 Perfiles de comportamiento de presion 141 9.2.4.1Ubicacion de estaciones de bombeo y 0 reductoras 150 9.2.5 Determinacion de presiones de operacion y espesor de

laminas. 9.2.6 Mantenimiento de oleoductos

f- \ "J\ .. \ . )~ ; ') \

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MANEJO DE PRODUCCION EN CAMPOS DE PETROLEO

1. INTRODUCCION

El flufdo producido por los pozos en un campo de petroleo

es una mezcla. la mayorfa de las veces. de gas petroleo y

agua y debe ser sometido a un tratamiento con el fin de

obtener el petroleo y el gas con la calidad apropiada pa­

sa ser enviados a la refineria y planta de gas para su

procesamiento final.

El tratamiento al cual es sometido el flufdo producido por

los pozos comprende los siguientes pasos:

Separacion de fases. Se separan el gas, el petroleo y

el agua.

Purificacion de las fases. Ademas de hacer una separa­

cion 10 mas completa posible de las fases es posible

que cada fase posea componentes indeseables que pueden

presentar problemas en el procesamiento del petroleo y

el gas y/o problemas de contaminacion.

1

Fiscalizacion. Una vez se hayan realizado los dos pa­

sos anteriores se procede a chequear si el petroleo y

el gas si poseen la calidad apropiada para ser envia­

dos a los sitios de procesamiento y si es asf se deter­

mina (mide) la cantidad de flufcos que esta siendo

despachada.

Estos tres pasos mencionados se conocen en conjunto como

manejo de produccion y la finalidad de estas notas es des­

cribir de una manera clara y simple el proceso de manejo

de produccion en campos productores de petroleo (no se

hablara del manejo de produccion en campos productores de

gas) principalmente desde un punta de vista teorico pero

tambien tratando de ser 10 mas descriptivos posible.

Las notas son basicamente una recopilacion de experiencias

docentes del autor dictando durante varios semestres la

asignatura procesos de campo de la carrera Ingenierfa de

Petroleos en la Universidad Nacional - Seccional Medellin.

Aunque se sigue usando el sistema ingles de unidades, para

cada variable se agrega entre parente sis la magnitud equi­

valente en el sistema internacional (S I) •

2

2. LLEGADA DE LOS POZOS A LA BATERIA

Se conoce como bater fa 0 estacion de tratamiento y reco­

leccion el sitio a donde llega el fluido producido por

~

los pozos de una area para ser separado en sus fases

(gas, petroleo y agua), tratad o, fiscali z ado y luego des­

pachado al oleoducto. Generalmente todos los pozos de un

campo no llegan a la misma bateria sino que hay mas de

una y un pozo determinado se enviara a una de elIas depen­

diendo de sus caracteristicas de produccion, las caracte­

rfsticas de la bateria y la p roximidad del pozo a un a u

otra. Para llevar a cabo su funcion una bateria posee

una serie de dispositivos cad a uno de los cuales cumple

una funcion determinada y pueden variar de una bateria a

otra de acuerdo, principalmente, con las caracteristicas

del fluido que se vaya a tratar. De la bateria deben sa­

lir las fases tan lim9ias como sea posible; asf, el gas

no debe tener humedad, el petroleo para ser enviado al

oleoducto debe salir sin gas y sin agua y el agua, que se

va a mezclar con las corrientes de agua de la zona, debe

3

tener una cantidad muy baja de petroleo.

En la bateria todos los pozos llegan a un sitio comun cono­

cido como serpentina 0 mUltiple (manifold) y de aqui ca­

da pozo es enviado a un sitio determinado en la bateria.

La Figura 1 muestra la llegada tipica de un pozo al multi­

ple; los colectores son tuberias que toman la produccion

de uno 0 varios pozos, y la llevan a un sitio determinado

en la bateria como separadores, calentadores, tanques, etc;

las valvulas de corte (valvulas de tapon) permiten comu­

nicar 0 aislar la linea del pozo con un colector dado; la

valvula de cheque permite que el flujo sea solamente del

pozo hacia la serpentina. Ademas la linea de llegada de

un pozo a la serpentina puede tener, en algunos casos, val­

vula para toma de muestra,conexion para inyeccion de dese­

mulsificante, valvula de alivio y/o disco de seguridad.

La linea de llegada de un pozo al multiple nunca debe es­

tar comunicada con dos colectores a la vez exceoto en el

momento en que se desee hacer cambio de colector, y siem­

pre debe tener comunicacion con un colector. Un colector

generalmente esta comunicado con mas de un pozo con excep­

cion del colector que lleva al separador de prueba ,el cual

recibe solamente la produccion del pozo de prueba.

4

--

-....r-----------------------­

FI G 1.

VISTA D.~ PERF! L DE

DE UN POZO A LA

COL EC TOF< PARA REC IRC Ul./:\C r O~~.

~

~- FLUIDO DE POZO.

I VALVULA DE VALVULA DEi

CORTE . CHEQUE.

. LA EN TRADA

SERPENTINA.

COLECTORES DE FLUI DO

Hi\C IA LOS SEPARADORES.

VAL.VULA DE

CORTE .

I

! I !

I

. 1

..\

2.1 OPERACIONES DE RUTINA EN EL MULTIPLE

La operacion mas comun en el multiple es cambiar de colec­

tor a un pozo dado y para ella se procede de la siguiente

manera:

Se abre la valvula que comunica con el colector al cual

se desea llevar el pozo.

Se cierra la valvula que comunica la lInea del pozo con

el colector al cual ha estado llegando.

El procedimiento debera ser siempre en este estricto orden

y nunca al contrario. El cambio de colector mas usual es

el de pasar un pozo al separador de prueba; un pozo se po­

ne en prueba para determinar su produccion en cuanto a ta­

sa volumetrica de 1Iquido y gas,principalmente.

En algunos casos pueden ser tambien operaciones de rutina

en el mUltiple la toma de muestras y la inyeccion de sur­

factante; para tomar la muestra bastara con abrir la val­

~ula para toma de muestras y recoger esta en el recipiente

apropiado; esta forma de tomar muestra en el multiple es

principalmente cuando los pozos tienen baja THP, pues cuan­

doesta es alta se toma mejor del separador de prueba.

Para la inyeccion de surfactante bastara con conectar la

valvula existente en el multiple para este efecto con la

5

linea de descarga de las bombas para la inyeccion del

desernulsificante.

6

3. SEPARADORES

Un separador es un recipiente cerrado que trabaja a pre­

sion en el cual se separan dos 0 tres fases del fluido

producido por los pozos. Cuando se separan dos fases son

generalmente Ifquido y gas y cuando se separan tres fases

son gas petroleo y agua.

3.1 CLASIFICACION DE LOS SEPARADORES

Los separadores se pueden clasificar de varias maneras,

dependiendo de las fases que separan, de la forma, de la

posicion, de la utilizacion 0 condiciones de trabajo, etc.

En cuanto a las fases que separan pueden ser bifasicos 0

trifasicos; seran bifasicos si solamente separan gas y li ­

quido y trifasicos si separan gas petroleo y agua. Los

bifasicos son mas comunes y los trifasicos se usan general­

mente donde hay crudos livianos y no se presentan emulsio­

nes.

7