Historia: Desde la antigüedad medicina y en
el calafateo de embarcaciones; los egipcios, para engrasar
pieles; y las tribus precolombinas de México
pintaron esculturas con él. Durante la Edad Media
continuó usándose únicamente con fines
curativos. Durante la Edad Media continuó usándose
únicamente con fines curativos.
Estaciones de
Flujo
Instalación compuesta por tanques, bombas y
tuberías donde se recolecta la producción de varios pozos para enviarla
posteriormente a otros sitios según las operaciones que
se realicen.
Línea de Flujo: Tubería utilizada Para
conducir Uno o más fluidos entre diferentes instalaciones
o pozos dentro de Campos petroleros y de gas.
Se llama línea de flujo al espacio de reservorio
recorrido por el fluido contenido cuando se pone a producir un
pozo. Las líneas de flujo pueden ser mapeadas para generar
un diagrama que
muestre como se desplazan los fluidos, es muy utilizado en
recuperación secundaria.
Manejo de la
Producción
Desde el cabezal de cada pozo arranca la tubería
de flujo que, tendida sobre el suelo, llega a
una determinada estación de recolección,
diseñada para recibir la producción de cierto número de
pozos.
El número de tuberías de flujo
(flujoducto) que tiene cada cabezal depende de la
terminación del pozo: sencilla, doble o triple. El
diámetro de cada flujoducto corresponde al máximo
volumen de
producción que se piense manejar, como también las
características del crudo, especialmente la viscosidad y la
presión
del flujo natural en el cabezal. En el caso de pozos que producen
por bombeo mediante varillas de succión, la presión
en el cabezal es casi nula pero la viscosidad del crudo es factor
de consideración especial para seleccionar el
diámetro del flujoducto si el crudo es muy pesado o
extrapesado. Existe una variada selección
de diámetros de tuberías para satisfacer todos los
requerimientos. Generalmente, los diámetros nominales
más utilizados están entre 50,8 y 101,6
milímetros, 2 a 4 pulgadas. Diámetros mayores
pueden ser requeridos para manejar altos volúmenes de
producción o petróleos muy viscosos. Todos los
elementos del cabezal: bridas, sellos, carretos, adaptadores,
crucetas, colgadores, pernos y dispositivos adicionales como
válvulas y
emplazamiento de reductores o estranguladores son manufacturados
según normas API y
catalogados para funcionar bajo la acción
de presiones cuyo rango va de 140 a 1.400 kg/cm2.
Separación
de fluidos
La estación de flujo y recolección de la
producción de los pozos la componen un grupo de
instalaciones que facilitan el recibo, la separación,
medición, tratamiento, almacenamiento y
despacho del petróleo.
El flujo del pozo consiste preponderantemente de petróleo, al cual está asociado un
cierto volumen de gas: relación gas-petróleo (RGP),
que se mide en m3 de gas por m3 de petróleo producido o en
pies cúbicos de gas por barril de petróleo
producido, a condiciones estipuladas en la superficie.
Además, el flujo de petróleo y gas puede mostrar la
presencia de agua y de
sedimentos procedentes del yacimiento productor.
El
múltiple de producción
Los múltiples de producción y
de prueba se utilizan para recolectar la producción
de varios pozos a una planta centralizada donde los pozos se
pueden ser colocados individualmente en producción
y/o prueba. Pueden ser operados manualmente o
automáticamente con válvulas y con
contadores de tiempo
automáticos. Los múltiples de la producción
y prueba pueden ser diseñados para los
grados ANSI y API para varias presiones y
varios tamaños de tubos. Las estrangulaciones pueden ser
incluidas para la reducción de la presión las
cuales pueden ser fijas o ajustables además de
manuales o
automatizadas. Otras instrumentaciones y controles se pueden
proporcionar con las especificaciones del cliente. El
múltiple facilita el manejo de la producción total
de los pozos que ha de pasar por los separadores como
también el aislamiento de pozos para pruebas
individuales de producción. Por medio de las
interconexiones del sistema y la
disposición apropiada de válvulas, se facilita la
distribución, el manejo y el control del flujo
de los pozos.
Los separadores
de producción
Es muy importante la separación del
petróleo del gas, del agua y de los sedimentos que lo
acompañan desde el yacimiento. Para realizar la
separación del gas del petróleo se emplean
separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para
manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a
determinadas presiones y etapas de separación,
varía de acuerdo a las especificaciones de manufactura y
funcionamiento requeridos.
Los separadores se fabrican de acero, cuyas
características corresponden a las normas establecidas
para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o
baja presión. En a separación de gas y
petróleo es muy importante considerar la expansión
que se produce cuando el gas se desprende del petróleo y
la función
que desempeña la presión. Además, en el
interior del separador, a través de diseños
apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo
del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible
y se logre la mayor cantidad posible de petróleo. La
separación para una, dos o tres etapas está
regulada por factores tales como la presión de flujo en el
cabezal del pozo, la presión con que llega a la
estación, la relación gas-petróleo, la
temperatura y
el tipo de crudo.
La última etapa de separación ocurre en
los tanques de almacenamiento, donde todavía se desprende
gas del petróleo, a una presión levemente
mayor o igual a la atmosférica. Además de un
proceso
tecnológico, la separación envuelve procurar la
mayor obtención de crudo que, por ende, significa
la mayor extracción de petróleo del
yacimiento y el consiguiente aumento de ingresos. Cuando
la producción está acompañada de cierta
cantidad de agua, que además tanto ésta como
el
petróleo pueden contener elementos corrosivos,
entonces la separación involucra otros tipos
adicionales de tratamiento como el calentamiento,
aplicación de anticorrosivos, demulsificadores, lavado y
desalación del crudo, tanques especiales para asentamiento
de los elementos nocivos al crudo y al gas y otros procesos que
finalmente acondicionen el crudo y el gas producidos para
satisfacer las especificaciones requeridas para la entrega y
venta a los
clientes.
Aunque existen muchas variedades de separadores de dos
fases, la mayoría de las unidades utilizadas en campos
petrolíferos son diseños convencionales,
construidos en configuraciones horizontales o verticales. Los
separadores horizontales son más eficientes en
tamaño que los tipos verticales, pero tienen una capacidad
limitada de oleada y algunas veces no entran fácilmente en
las plataformas petrolíferas. Los separadores verticales
frecuentemente son especificados para aplicaciones GOR altos o
bajos.
Ambas configuraciones emplean hardware similar, incluyendo
desviadores de ingreso, extractores de neblina, e interruptores
de vórtice. Los autores proveen formulas para la velocidad de
caída de líquidos, el diámetro de
caída, y el tiempo de retención de
líquidos, así como también procedimientos
paso-a-paso para la selección de unidades horizontales y
verticales. Las tablas simplifican los cálculos y la
selección de tamaños de recipientes.
Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son
mezclas
complejas de compuestos de hidrógeno y carbono con
densidades y presiones de vapor diferentes, y otras
características. La corriente del pozo experimenta
reducciones continuas de presión y temperatura cuando sale
del yacimiento. Gases se
forman de los líquidos, el vapor del agua se
condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de
líquido a burbujas, neblina y gas libre. El gas lleva
burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de
gas. La separación física de estas fases
en una de las operaciones básicas de la producción,
el procesamiento, y el tratamiento de petróleo y
gas.
Los separadores de petróleo y gas separan los
componentes líquidos y de gas que existen en una
temperatura y presión específica
mecánicamente, para eventualmente procesarlos en productos
vendibles. Un recipiente de separación normalmente es el
recipiente inicial de procesamiento en cualquier
instalación, y el diseño
inapropiado de este componente puede embotellar y
reducir la capacidad de la instalación
completa.
Los separadores son clasificados de dos fases
si separan gas de la corriente total de líquidos y de
tres fases si también separan la corriente
líquida en sus componentes de petróleo crudo y
agua. Este artículo discute los separadores de dos fases.
Adicionalmente, discute los requerimientos de un buen
diseño de separación y cómo los
varios dispositivos mecánicos toman ventaja de las fuerzas
físicas en la corriente producida para lograr la
separación adecuada. Algunas veces los separadores son
nombrados depuradoras de gas cuando la relación
de la tasa de gas a líquido es muy alta.
Algunos operadores utilizan el término trampa
para separadores que manejan el flujo directamente de los pozos.
De todas maneras, todos tienen la misma configuración y
sus tamaños son escogidos de acuerdo a los mismos
procedimientos.
Disposición del
crudo
Diariamente los pozos productores fluyen o bombean sus
respectivas cuotas de producción, como ya se ha
señalado, a sus correspondientes estaciones de flujo.
Allí, luego de la separación y tratamiento
adecuados, el crudo pasa a tanques de almacenamiento cuyo
número y volumen son suficientes para recoger holgadamente
la producción de varios días. También se
mantiene un registro de los
volúmenes de crudo recibidos, tratados,
almacenados y despachados.
Los tanques utilizados para el almacenamiento son
cilíndricos y su altura y diámetro están en
función de su capacidad. Los hay de dos tipos: empernados
para los de pequeño volumen, y soldados para
volúmenes mayores. Existe una variedad de tanques cuya
capacidad va desde 40 a 160.000 m3 para satisfacer todos los
requerimientos. Además, para ciertos casos especiales de
almacenamiento, como crudos pesados, se han construido fosas de
160.000 m3 y de mucha más capacidad. Estaciones
pequeñas bombean el crudo a estaciones de mayor capacidad
de almacenamiento y de recolección, que conectadas a
oleoductos despachan diariamente grandes volúmenes de
crudo a los puertos de embarque o directamente a las
refinerías. La fiscalización del almacenaje y
despacho de volúmenes de crudo se hacen según las
normas y procedimientos vigentes, de acuerdo con las leyes y
reglamentos de los diferentes despachos gubernamentales: ministerios de
Energía y Minas, Hacienda, Transporte y
Comunicaciones, Defensa, etc., para los fines de
control de la producción, exportación, refinación y consumo
interno, regalías, impuestos,
etc.
Disposición del gas
El gas producido con el petróleo, luego de
separado y tratado preliminarmente, si fuese necesario, puede ser
enviado a plantas
especiales de tratamiento final para distribución por
gasductos a las plantas petroquímicas y refinerías;
a ciudades para consumo en las industrias y
servicios
domésticos o también es usado por la misma industria
petrolera en sus operaciones, como combustible o para ser
reinyectado en los yacimientos para la restauración y/o
mantenimiento
de la presión y, por ende, lograr un mayor porcentaje de
extracción del petróleo en sitio. En la
producción, separación, recolección,
transmisión y distribución del gas asociado con el
petróleo es casi imposible utilizar el gas de baja
presión disponible porque los aspectos económicos
involucrados son prohibitivos. El volumen de gas por pozo,
generalmente, es muy poco. La recolección de gas de tantos
pozos requiere compresión, cuya inversión en plantas e instalaciones
generalmente sobrepasa las expectativas de rentabilidad.
Por tanto, las posibilidades de utilización y rentabilidad
quedan circunscritas al gas de mediana y alta
presión.
Disposición del agua
La cantidad de agua que acompaña al
petróleo producido de los pozos puede ser de
características sencillas, cuya separación por
asentamiento en tanques se logra fácilmente. En ocasiones,
el manejo, tratamiento y disposición del agua no requieren
de instalaciones especiales. Sin embargo, se dan situaciones en
las que el volumen de agua producido diariamente es muy alto. Las
características del agua y del petróleo pueden
facilitar emulsiones que requieren de tratamientos
mecánico, químico, térmico o
eléctrico para lograr la adecuada separación de los
dos fluidos y obtener un crudo que corresponda a las
especificaciones de calidad
requeridas. La presencia de sal en asociación con el agua y el
petróleo es de ocurrencia natural en muchos estratos
geológicos. De la concentración de sal en
solución dependerá la selección del
tratamiento que deba emplearse para despojar el petróleo
de la sal que contiene.
La sal es indeseable en el crudo por sus propiedades
corrosivas y las implicaciones operacionales y económicas
que ello significa para las refinerías. El manejo y
disposición del agua asociada con la producción de
petróleo es una fase que a veces puede resultar muy
compleja, especialmente si el volumen de agua es muy grande y si
el agua es salada o salmuera. En ocasiones, una buena
opción operacional y económica es inyectar el agua
al yacimiento.
Tipos de
separadores
Aunque existen muchas variedades de separadores de dos
fases, la mayoría de las unidades utilizadas en Campos
petrolíferos son diseños convencionales,
construidos en configuraciones horizontales o verticales. Los
separadores horizontales son más eficientes en
tamaño que los tipos verticales, pero tienen una capacidad
limitada de oleada y algunas veces no entran fácilmente en
las plataformas petrolíferas.
Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son
mezclas complejas de compuestos de hidrógeno y carbono con
densidades y presiones de vapor diferentes, y otras
características. La corriente del pozo experimenta
Reducciones continúas de presión y temperatura
cuando sale del yacimiento. Gases se forman de los
líquidos, el vapor del agua se condensa, y parte de la
corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas,
neblina y gas libre. El gas lleva burbujas líquidas y el
líquido lleva burbujas de gas. La separación
física de estas fases en una de las operaciones
básicas de la producción, el procesamiento, y el
tratamiento de petróleo y gas.
Los separadores de petróleo y gas separan los
componentes líquidos y de gas que existen en una
temperatura y presión específica
mecánicamente, para eventualmente procesarlos en productos
vendibles. Un recipiente de separación normalmente es el
recipiente inicial de procesamiento en cualquier
instalación, y el diseño inapropiado de este
componente puede embotellar y reducir la capacidad de la
instalación completa.
Los separadores son clasificados de dos fases
si separan gas de la corriente total de líquidos y de
tres fases si también separan la corriente
líquida en sus componentes de petróleo crudo y
agua. Este artículo discute los Separadores de dos fases.
Adicionalmente, discute los requerimientos de un buen
diseño de separación y cómo los varios
dispositivos mecánicos toman ventaja de las fuerzas
físicas en la corriente producida para lograr la
separación adecuada.
Algunas veces los separadores son nombrados
depuradoras de gas cuando la relación de la tasa
de gas a Líquido es muy alto. Algunos operadores utilizan
el término trampa para separadores que manejan el
flujo directamente de los pozos. De todas maneras, todos tienen
la misma configuración y sus tamaños son Escogidos
de acuerdo a los mismos procedimientos.
Separadores
horizontales.
El fluido entra en el separador (Fig. 1) y se contacta
con un desviador de ingreso, causando un cambio
repentino en el impulso y la separación bruta inicial de
líquido y vapor. La gravedad causa que gotas de
líquido caigan de la corriente de gas al fondo del
recipiente de recolección. Esta sección de
recolección de líquido provee el tiempo de
retención necesario para que el gas arrastrado evolucione
del petróleo y suba al espacio de vapor. También
provee volumen de oleada, si fuese necesario, para manejar los
sobrepesos intermitentes de líquido. Luego el
líquido sale del recipiente mediante una válvula de
descarga de líquidos, que es regulada por un controlador
de nivel.
Separadores
verticales.
La figura 2 es un esquema de un separador vertical. En
esta configuración el flujo de entrada entra al recipiente
por un lado. A igual que con el separador horizontal, el
desviador de ingreso hace la separación bruta inicial. El
líquido fluye hacia abajo a la sección de
recolección de líquidos en el recipiente, y luego
baja a la salida de líquidos. Cuando el líquido
llega al equilibrio,
las burbujas de gas fluyen en sentido contrario a la dirección del flujo de líquidos y
eventualmente migran al espacio de vapor. El controlador de nivel
y la válvula de descarga de líquidos opera de la
misma forma como en el separador horizontal. El gas fluye sobre
el desviador de ingreso y luego arriba hacia la salida de gas. En
la sección de asentamiento de gravedad, las gotas de
líquido caen hacia abajo, en sentido opuesto a la
dirección del flujo de gas. El gas pasa por la
sección de fundición / extractor de neblina antes
de salir del recipiente. La presión y el nivel son
mantenidos de la misma forma que en el separador
horizontal.
Horizontal vs.
Vertical
Los separadores horizontales normalmente son más
eficientes en el manejo de grandes volúmenes de gas que
los tipos verticales porque las gotas líquidas caen de
manera perpendicular al flujo de gas en la sección de
asentamiento de gravedad, y se asientan más
fácilmente de la fase de gas continua. Además,
debido a que el área de interfaz es más grande en
un separador horizontal, es más fácil que las
burbujas de gas, que salen de la solución cuando el
líquido se aproxima al equilibrio, alcancen el espacio de
vapor. In términos de un proceso de separación de
gas – líquidos, los separadores horizontales
serían preferidos. Sin embargo, tienen desventajas que
podrían llevar a la preferencia de un separador vertical
en ciertas situaciones:
• Los separadores horizontales no manejan los
sólidos tan bien como los separadores verticales. La
sección de disposición de líquidos en un
separador vertical puede ser colocada en el centro del cabezal en
el fondo para que los sólidos, que de otras formas se
acumularían en el separador, puedan pasar al
próximo recipiente en el proceso. Como un alternativo, se
puede colocar un desagüe en esta locación para la
disposición periódica de los sólidos,
mientras el líquido sale del recipiente en una
elevación un poco más alta. Es necesario colocar
varios desagües por el largo de un recipiente horizontal y
debido a que los sólidos tienen un ángulo de repose
de 45º a 60º, se debe dejar poco espacio entre los
intervalos de los desagües. Es caro tratar de alargar la
distancia entre los desagües, proveyendo chorros de arena
para convertir los sólidos en líquidos mientras los
desagües están en operación, esta
táctica no ha tenido mucho éxito
en el campo.
• Los recipientes horizontales requieren de
más área plano que los recipientes verticales
equivalentes. Aunque esto no sea muy importante en las locaciones
terrestres, puede ser muy importante costa fuera.
• Los recipientes horizontales tienen menos
capacidad de oleada líquida. Para un dado cambio en la
elevación de la superficie del líquido,
típicamente hay un incremento mayor en el volumen del
líquido para un separador horizontal que para un separador
vertical cuando ambos tienen el tamaño adecuado a la misma
tasa de flujo. Sin embargo, la geometría del recipiente horizontal
requiere que el dispositivo de cierre de alto nivel esté
localizado cerca del nivel normal de operación. En un
recipiente vertical, el cierre puede ser colocado más
alto, permitiendo más tiempo para que el controlador de
nivel y la válvula de descarga reaccionen a la oleada.
Adicionalmente, las oleadas en recipientes horizontales pueden
crean olas internas que activen el dispositivo de
cierre.
• Puede ser difícil mantener algunas
válvulas de alivio y algunos de los controles sin
escaleras y plataformas especiales.
Bibliografía
Biblioteca Encarta
El pozo Ilustrado. Cuarta Edición
Cohen Lisneydi
Flores Rodrigo
Herrera Jhosmer
Enero 2009
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