MAN   EJ   O   DE   L   A   P   ROD   UC   CI   ÓN   EN   LA   S   UP   ER   FI   CI   E

CONTENIDO

I INTRODUCCIÓN.

II RECOLECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN.

III SEPARACIÓN DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS.

IV ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS PRODUCIDOS.

V MEDICIÓN DE FLUIDOS PRODUCIDOS.

VI MUESTRO Y ANÁLISIS DE LOS FLUIDOS MANEJADOS.

VII TRATAMIENTO DE CAMPO DE CRUDO Y GAS.

VIII AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL.

IX INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN MARINA.

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APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE

CAPITULO 1

I   NTRO   DU   CCI   Ó   N

I.1 Conocimiento general de las instalaciones superficiales a partir de lospozos productores de aceite y gas.

La composición de la mezcla y las condiciones de presión y temperatura a las

que se encuentran los hidrocarburos en el yacimiento, son los elementos requeridos

para  establecer  si  un  yacimiento  es  de  aceite  negro,  de  aceite  volátil,  de  gas  y

condensado o de gas seco. De acuerdo con el tipo de yacimiento es la configuración

y  las  condiciones  de  operación  del  sistema  para  el  manejo  superficial  de  los

hidrocarburos producidos.

Entre  los  yacimientos  de  aceite  se  tienen  básicamente  dos  tipos:  de  aceite

negro y de aceite volátil. Para el manejo superficial de los hidrocarburos producidos

por yacimiento de aceite volátil se requiere, además de los procesos utilizados para

aceite negro, la incorporación de sistemas para la estabilización del aceite y del gas

y para el manejo de los condensados.

En la Fig. I.l.a se muestra un diagrama de flujo del sistema de producción para

aceite volátil. La mezcla se recibe en un cabezal o múltiple de recolección; desde

donde se envía al sistema de separación gas-aceite. La corriente de aceite se pasa a

estabilización y desalado y queda disponible para bombearse a una refinería o a una

terminal   para   su   exportación.   La   corriente   de   gas   se   pasa   a   rectificación,

recuperación de condensado, deshidratación y endulzamiento, quedando listo para

su compresión y envío a las plantas petroquímicas, a los centros de consumo o a

exportación. La corriente de condensados, compuesta por butanos y gasolinas, se

deshidrata y endulza antes de su envío a la refinería.

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APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE

I.2 Conocimiento general de las instalaciones de separaci6n de aceite y gas.

Para la separación de los hidrocarburos procedentes de yacimientos de aceite,

el equipo utilizado es el separador. Este puede ser de dos fases (líquidos y gas) o

tres fases (aceite, gas y agua). Los separadores de tres fases además de separar las

fases liquida y gaseosa, separa él liquido en aceite y agua no emulsionada en el

aceite.  Sin  embargo  para  separar  el  agua  del  aceite,  ha  sido  más  exitoso  utilizar

equipos conocidos como eliminadores de agua.

Entre los separadores de dos fases, existen 3 diferentes tipos de acuerdo a su

forma: verticales, horizontales y esféricos. Para facilitar la selección del tipo de

separador  más  adecuado,  de  acuerdo  con  las  características de  los  fluidos  a

manejar, se dispone de la tabla 1.1 en que se presentan las ventajas y desventajas

de  los  separadores  mencionados  para  diferentes  condiciones  de  operación.  Los

esféricos tienen aplicación limitada por su baja capacidad de manejo de fluidos.

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APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE

DESHIDRATA

CIÓNY

ENDULZAMIENTO

DEL GAS

SALIDA DEL GAS

RECTIFIC

ACIÓNDE

LGA

S

AGUA DE DESECHO

COMPRESIÓN

RE

CU

PE

RA

CIÓ

N

E

ENDULZAMIENTODE

CONDENSADOS

BOMBEODE

CONDENSADOSSALIDADEL

MÚLTIPLEDE

RECOLECCIÓN

SEPARACIÓNGAS-ACEITE

CONDENSADOS CONDENSADO

DESHIDRATACIÓNDE

CONDENSADOS

SIMBOLOGÍA:DESHIDRATACIÓN BOMBEO

ACEITE O CONDENSADOSGAS

ESTABILIZACIÓNDEL

CRUDO

YDESALADODEL CRUDO

DEACEITE

AGUA

RECUPERACIÓNDE

ACEITEAGUA DEDESECHO

SALIDA DELACEITE

FIG. I.1.a DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN PARA ACEITE VOLÁTIL

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APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE

SALIDA DEL GAS

DESHIDRATACIÓNY

ENDULZAMIENTODE GAS

AGUA DEDESECHO

COMPRESIÓN

MÚLTIPLEDE

SEPARACIÓNGAS-ACEITE

ESTABILIZACIÓNDE

CRUDO

DESHIDRATACIÓNY

DESALADODE CRUDO

BOMBEODE

ACEITE

RECOLECCIÓN

SALIDADEL ACEITE

RECUPERACIÓNDE

ACEITE AGUA DEDESECHO

FIG. I.1.b DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN DE ACEITE NEGRO

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APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE

TABLA 1.1

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES,VERTICALES Y ESFÉRICOS.

HORIZONTAL VERTICAL ESFÉRICO

EFICIENCIA DE SEPARACIÓN. 1 2 3

ESTABILIZACIÓN DE FLUIDOS SEPARADOS. 1 2 3

ADAPTABILIDAD A VARIACIÓN DE CONDICIONES(CABECEO).

1 2 3

FLEXIBILIDAD DE OPERACIÓN (AJUSTE DE NIVELDE LÍQUIDOS).

2 1 3

CAPACIDAD (MISMO DIÁMETRO). 1 2 3

COSTO POR CAPACIDAD DE UNIDAD. 1 2 3

MANEJO DE MATERIALES EXTRAÑOS. 3 1 2

MANEJO DE ACEITE EMULSIONADO. 1 2 3

USO PORTÁTIL. 1 3 2

INSTALACIÓN:PLANO VERTICAL.PLANO HORIZONTAL.

1

3

3

1

2

2FACILIDAD DE INSPECCIÓN. 2 3 1

INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO. 1 3 2

1.  Más favorable.2.  Intermedio3.  Menos Favorable

* Referencias al final del capitulo.

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APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE

1.2.1 Condiciones de separación.

Para establecer las condiciones de separación más apropiadas, de acuerdo con

las características de los fluidos producidos, el Ingeniero de Producción tiene que

considerar  las  siguientes  variables  de  control:  a)  El  tipo,  tamaño  y  dispositivos

internos del separador, b) El tiempo de residencia del aceite, c) Las etapas de

separación,  d)  Las  presiones  y  temperaturas  de  operación  y  e)  El  lugar  de

instalación de los separadores. Es evidente que existe una combinación de estas

variables  que  permite  obtener  la  separación  requerida  a  un  costo  mínimo.  La

selección  de  las  condiciones  de  separación  depende,  fundamentalmente  de  los

objetivos   de   producción   establecidos.   Generalmente   estos   objetivos   están

orientados a la obtención de:

1. -Alta eficiencia en la separación del aceite y el gas.2. -Mayores ritmos de producción.3. -Mayores recuperaciones de hidrocarburos líquidos.4. -Menores costos por compresión.5. -Aceite y gas estabilizados.

El diseño de un sistema de separación de gas-aceite depende en forma primordial

de la presión de vapor máxima que se fije en las bases de diseño, así como de la

composición de los fluidos producidos y su temperatura al llegar a la central de

recolección.

Para   algunos   aceites   negros,   pero   sobre   todo   para   aceites   volátiles   y

condensados, es recomendable el uso de equipos especiales en el campo (torres

estabilizadoras   o   calentadores),   para   conseguir   la   presión   de   vapor   Reíd

requerida,   obteniéndose   otras   ventajas   adicionales.   En   algunos   casos   la

estabilización del aceite, además de reducir sus pérdidas por evaporación, permite

incrementar   la   recuperación   de   los   hidrocarburos   líquidos   producidos,   a

condiciones   superficiales   o   estándar,   (por   unidad   de   volumen   de   aceite   a

condiciones de yacimiento) remover H2S y reducir los costos por compresión.

La  presión  de  vapor  de  un  aceite  que  es  descargado  de  un  separador  puede

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APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE

disminuirse aumentando la temperatura del separador o reduciendo su presión de

operación.  La  forma  más  simple  de  estabilizar  un  aceite  volátil  es  mediante  la

adición  de  un  simple  cambiador  de  calor.  En  este  caso,  el  volumen  de  aceite

producido  en  el  tanque  de  almacenamiento,  se  reduce  ligeramente,  por  el

desprendimiento adicional de gas en el separador provocado por el incremento en

su temperatura. En compensación aumentará el volumen de gas natural, de gas

propano  licuado  y  de  gasolinas,  permitiendo  obtener  un  mayor  rendimiento

económico por barril de aceite extraído (a condiciones de yacimiento).

Cuando se producen aceites volátiles o condensados, éstos se estabilizan

generalmente mediante el empleo de estabilizadores, similares al mostrado en la

Fig. 1.2. Un estabilizador es una columna fraccionadora, donde se vaporizan los

componentes   ligeros,   obteniéndose   en   el   fondo   el   aceite   o   condensado

estabilizado. Estos equipos realizan esencialmente las mismas funciones que un

tren de separadores operando en serie con pequeños decrementos de presi6n.

Mediante  el  empleo  de  estabilizadores  se  obtienen  producciones  de  líquidos

comparables en volumen y propiedades con las que se recuperan empleando de

cuatro a seis etapas de separación.

En algunos casos con el uso de torres estabilizadoras se han obtenido volúmenes

de  líquidos  en  el  tanque  de  almacenamiento,  de  10  a  15%  superiores  a  los

proporcionados por el uso de separadores convencionales.

1.3 Conocimiento general de las centrales de almacenamiento y bombeo.

El  aceite  crudo  que  proviene  desde  el  yacimiento  hasta  la  boca  del  pozo,  es

enviado por una tubería de escurrimiento (descarga) a la Central de Recolección

(Batería) en donde se separa, mide, almacena, y una vez que se ha acumulado

una cantidad conveniente, se bombea por un oleoducto hasta la refinería para su

proceso industrial o bien para su exportación.

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APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE

Una  batería  en  su  forma  más sencilla  estaría  conformada  por  tanques  de

almacenamiento. Este tipo de instalación corresponde a los casos en que contiene

gas   en   proporción   tan   pequeña   que   no   requiere   separación   y   donde   la

configuración del terreno permite al crudo descender por gravedad a lo largo del

oleoducto, hasta el punto de utilización (Refinería, exportación).

Pero no siempre el desnivel del terreno favorece el escurrimiento del aceite, así

que es necesario instalar bombas para impulsar el crudo desde los tanques de

almacenamiento hasta el oleoducto principal, y también acoplar equipo especial

para  separar  el  gas  del  aceite  en  un  punto  intermedio  entre  los  pozos  y  los

tanques de almacenamiento.

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APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE

El   número   de   tanques   de   almacenamiento   depende   principalmente,   de   la

producción diaria que se maneje en la Batería, y de preferencia se debe dejar un

margen de seguridad para posibles pozos que se integren posteriormente.

La  capacidad  de  los  tanques  es,  normalmente  igual  a  tres  o  cuatro  veces  el

volumen de aceite crudo que se produzca diariamente.

En un principio el almacenamiento se hacia en “presas de tierra”, pero pronto se

abandonó  esta  práctica,  debido  a  las  grandes  pérdidas  por  evaporación  y  el

constante riesgo de incendio; Se sustituyeron por tanques de madera por ser los

más  adecuados  para  almacenar  crudos  corrosivos,  pero  debido  a  su  falta  de

hermeticidad  se  intentó  reemplazarlos  por  tanques  de  concreto  reforzado  que

evidentemente  no  resultaron  prácticos  ni  económicos.  Actualmente  se  utilizan

tanques de acero ya que las máximas pérdidas por evaporación son menores al

2% y cumplen con las especificaciones API para cualquier presión de trabajo.

Para seleccionar la mejor ubicación en que habrá de instalarse un tanque para

almacenamiento   es   necesario   considerar   con   prioridad   la   configuración   del

terreno,  siguiéndole  en  importancia  la  determinación  de  la  capacidad  requerida

para satisfacer adecuadamente la producción esperada.

Por lo anteriormente expuesto, el objetivo de las centrales dé almacenamiento de

hidrocarburos parece ser, a primera vista, tan simple como el recibir hidrocarburos

para  almacenarlos  durante  el  tiempo  que  se  requiera  para  su  distribución.  Sin

embargo debido a la gran volatilidad de la mayor parte de sus componentes, este

objetivo  no  puede  cumplirse  satisfactoria  o  plenamente  a  menos  de  que  se

disponga de los elementos adecuados para impedir las pérdidas por evaporación

que se producen durante el llenado, vaciado y permanencia de los hidrocarburos

almacenados en los tanques. Esto da por resultado una variación considerable en

la cantidad y calidad del volumen recibido con respecto al volumen para entregar.

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APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE

1.4 Conocimiento general de los diversos tratamientos de campo requeridos

para el petróleo crudo y el gas.

La  producción  de  los  pozos  petroleros  está  formada  por  hidrocarburos

líquidos   (aceite),   hidrocarburos   gaseosos   (gas   natural)   y   agua   salada   en

proporciones variables, por lo que son necesarios los procesos de deshidratación

y desalado del crudo, los cuales son tratados a detalle en el capítulo IX.

Siendo el agua y el aceite fluidos no miscibles, cuando se ponen en contacto bajo

condiciones  de  turbulencia  se  forman  dispersiones  estables  (emulsiones)  de

ambos fluidos.

El  tratamiento  de  las  emulsiones  se  refiere  a  la  separación  de  agua

dispersa  en  el  aceite,  antes  de  su  refinación  o  venta, en  la  actualidad  la

deshidratación de los crudos es una práctica común en la Industria Petrolera, lo

cual requiere de un conocimiento amplio de los mecanismos de emulsificación y la

influencia de algunos efectos físicos y químicos sobre el rompimiento de dichas

emulsiones.

Las  principales  impurezas  o  materiales  contaminantes  son  el  agua  y  sales

solubles e insolubles asociadas con ella.

Las sales solubles en agua consisten principalmente de sales de sodio, calcio y

magnesio, generalmente cloruros, aunque en algunas  áreas se han encontrado

cantidades considerables de sulfatos.

El  agua,  las  sales  y  los  sólidos  que  acompañan  al  aceite  afectan  en  múltiples

formas la refinación de crudo. Los principales daños que ocasionan son:

Corrosión:  mientras  más  se  acerque  el  desalado  de  los  crudos  al  100%,  será

menor la proliferación de ácido clorhídrico (HCl) en la destilación. El HCl es muy

corrosivo. Los cloruros de fierro formados producen corrosión adicional, cuando

algunos ácidos orgánicos y ácido sulfhídrico (H2S) están presentes en el aceite,

bajo  condiciones  reductoras.  Los  cloruros  de  fierro  reaccionan  con  el  (H2S)

produciendo HCl; de donde se concluye que estos cloruros, al tener una doble

acción, deben reducirse a su mínima concentración posible.

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APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE

Abrasión  : Mientras mayor cantidad de sólidos sean separados del aceite, será

menor la acción erosiva en los puntos de máxima velocidad y turbulencia, tales

como  tuberías  de  alimentación  de  crudo,  accesorios  con  desviación  de  flujo

(válvulas, codos, etc.) cambiadores de calor y bombas.

Taponamiento: Cuando se efectúa una eficiente limpieza del crudo, se depositan

menores cantidades de sales y otros sólidos en los cambiadores de calor y en el

equipo   de   destilación.   En   ocasiones   la   acumulación   de   parafina   obstruye

totalmente el área de flujo.

Con  la  depositación  de  sólidos,  la  eficiencia  en  la  transmisión  de  calor,  en  la

capacidad de fraccionado del crudo y su gasto disminuye al grado de

requerirse frecuentes limpiezas del equipo, aumentando los costos de tratamiento.

La complejidad de las emulsiones aumenta día a día debido al creciente empleo

de métodos de recuperación secundaria, que introducen cambios notables en las

características   de   las   emulsiones   por   el   efecto   de   los   productos   químicos

utilizados.

Cuando el aceite se exporta, el precio del crudo se ve  afectado según el volumen

de impurezas presentes en él, tales como agua, sales y otros residuos.

Queda manifiesta la importancia de la deshidratación y desalado del crudo al nivel

más alto posible, mediante la selección apropiada del proceso y equipo de campo.

Los  valores  máximos  generalmente  aceptados  son:  1.0%  de  agua  y  100  LMB*

para  manejarse  en  oleoductos,  y  0.1%  de  agua  y  10  LMB  para  refinería  o

exportación.3

LMB  Libras de sal por cada mil barriles.

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APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE

REFERENCIAS CAPITULO I

1)   Frik C. Thomas.; “Petroleum Production Handbook”, Vol. II, SPE,19 62.

2)   Garaicochea Petrirena Fco. y Nolasco M. Jesús.; “Criterios para seleccionarlas condiciones de separación de Aceite y Gas”, XVI Congreso AIPM.

3)   Téllez I. José.; “Selección del Proceso y Equipo para Deshidratar yDesalar Crudos”, Revista Ingeniería Petrolera, Octubre 1978.

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