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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~ ' \. 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
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