3er Parcial Produccion

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TEGNOLOGÍA CARRERA INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

SISTEMAS DE RECOLECCIÓN DE HIDROCARBUROS

1. Introducción Toda sustancia que se halle en fase gaseosa en la naturaleza y que intervenga en los equilibrios químicos que tiene lugar bajo la corteza terrestre o en su superficie se considera “gas natural”. Luego de haber cuantificado la disponibilidad del gas natural

del campo y realizada la caracterización de sus reservorios a través de las propiedades físico-químicas, se debe analizar el diseño que permita la correcta captación y separación del gas natural que será enviado a plantas compresoras o de tratamiento del gas. Un sistema de gas esta conformado por un conjunto de instalaciones y equipos manejo de gas desde su extracción hasta los sitios de utilización El gas es transportado través de tuberías denominados también conocidos como líneas de distribución y recolección de gas, cuyos diámetros dependen del volumen de gas a transferir y la presión requerida de transmisión su longitud puede variar de cientos a miles de dependiendo de la fuente de origen y el objetivo a donde debe ser transportado. Para el diseño de las líneas de transporte de gas en un campo petrolero hay que tener en cuenta la distribución de los pozos y la información de producción, parámetros tales como la presión en los pozos y separadores, caudal de gas y temperatura en cabeza, que son importantes a la hora de definir el diseño de las tuberías y accesorios del sistema de recolección. diseño del sistema dependerá tener un eficiente comportamiento de flujo, una mayor producción y rendimiento económico.


2. Objetivos 2.1. Objetivo General Describir los sistemas de recolección de hidrocarburos

2.2. Objetivos Específicos ➢

Definir conceptos básicos.

➢

Identificar los componentes del sistema de recolección de HC’s.

➢

Establecer condiciones de operación de los componentes de sistema de recolección.


3. Marco teórico. 3.1. Sistema de recolección. Un sistema de recolección de gas se define como el conjunto de tuberías, equipos e instalaciones necesarios para transportar el gas producido desde la cabeza del pozo hasta el sistema final de entrega por parte del campo. La estructura del sistema de recolección, depende de la distribución de pozos sobre el campo y de la disposición final que se le desee dar al gas producido.


3.2. Estaciones de recolección El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones de producción petrolera consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres componentes básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior tratamiento de los hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de ellos (petróleo y gas). El proceso de tratamiento en la estación se realiza mediante una serie de sub-procesos; entre ellos tenemos separación, deshidratación almacenamiento y bombeo. Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de producción, el cual está formado por uno o varios cabezales de producción y otro de prueba. El cabezal de prueba es utilizado para aislar individualmente la producción de un pozo con el objeto de evaluarlo. Una vez recolectado en el tubo múltiple, el crudo se envía a la etapa de separación donde se retiene un nivel de líquido específico por un tiempo determinado bajo condiciones controladas de presión y temperatura, esto con el objeto de separar los hidrocarburos más livianos de los más pesados. Al salir de esta etapa el crudo va a deshidratación, donde el sistema de calentadores eleva su temperatura de entrada bajo un proceso de transferencia de calor, esto con el fin de lograr una separación más efectiva entre el petróleo y el agua. Al avanzar por el sistema el crudo llega al patio de tanques donde pasa inicialmente a un tanque de separación de petróleo y agua, conocido como tanque de lavado, y de allí pasa a los tanques de almacenamiento. En los sistemas de baja presión (alrededor de 70 lpc) el gas proveniente de las estaciones de flujo se suministra a la succión de las estaciones compresoras o también se suple como combustible. Cuando el gas proveniente de los separadores posee altas presiones (por ejemplo 1000 lpc) se puede suministrar directamente a las instalaciones de gas para levantamiento artificial o a las instalaciones para la inyección de gas a yacimientos.


La ubicación deseable de los centros de recolección y almacenamiento debe considerar prioritariamente: ➢

El volumen de fluidos que se producen.

➢

Las características de los pozos y las distancias que los separan.

➢

Los programas de desarrollo.

El factor económico es esencial en la selección y ubicación de las estaciones de flujo. A medida que un campo se desarrolla, se hace necesario construir nuevos centros de recolección.

3.3. Componentes básicos en una estación de flujo Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son:

➢

Múltiples o recolectores de entrada.

➢

Líneas de flujo.

➢

Separadores de petróleo y gas.

➢

Calentadores y/o calderas.

➢

Tanques.

➢

Bombas.

Generalmente, las estaciones de flujo están diseñadas para cumplir un mismo fin o propósito, por tal razón, los equipos que la conforman son muy similares en cuanto a forma, tamaño y funcionamiento operacional. Sin embargo, las estructuras de éstas y la disposición de los equipos varían entre una filial y otra.

3.3.1. Múltiples o recolectores de entrada. Son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que consisten generalmente en varios tubos colocados en posición horizontal, paralelos uno con respecto al otro y conectados


a cada una de las líneas de flujo. Su función es recolectar la producción de los pozos que llegan a las estaciones de flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los arreglos de válvulas, conexiones y tuberías deben ser de manera tal que, cuando sea requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado para propósitos de prueba de pozos. Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado a un separador de prueba, para segregar y medir petróleo o productos de destilación, producción de gas y en algunos casos producción de agua. A su vez esta compuesto por:

Línea Grupo: Tubo de mayor diámetro (8 -10 in) en el cual se recolecta la producción de los pozos que llega.

Línea de prueba: Menor diámetro (2 – 6 in) usada para aislar la producción de un pozo y medir su producción individual. La producción de los diferentes pozos pasa por un sistema de recolección a diferentes presiones: alta, intermedia, baja y súper baja. Posteriormente, la producción de los pozos ingresa a los trenes de separación a presiones de 1,250 psi (alta), 750 psi (Intermedia), 500 psi (Baja) y 250 psi (Súper Baja).


3.3.2. Líneas de flujo.

Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde el cabezal de un pozo hasta el múltiple de producción de su correspondiente estación de flujo. Las líneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en forma bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergencia denominado múltiple. Cada múltiple esta conformado por secciones tubulares, cuya capacidad y tamaño dependen del número de secciones tubulares. Son fabricados en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones de flujo del sistema. En el diseño de las líneas de flujo se calculan principalmente lo siguiente: ➢

La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula usando modelos multifásicos.

➢

Los espesores óptimos del tipo de material a usar considerando las presiones de trabajo.

➢

Los sistemas de limpieza y de mantenimiento.

➢

Los sistemas de protección.

➢

Los sistemas de anclaje.

3.3.3. Manifolds de válvula ➢

A la salida de la Línea Grupo: se coloca válvulas de bola de apertura y cierre (on y off) también llamadas válvulas betty.

➢

A la salida de Línea de prueba: Menor diámetro (2 – 6 in) se coloca válvulas de bola de apertura y cierre (on y off) también llamadas válvulas betty.


3.3.4. Etapa de Recolección

Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de pozos. El sistema de recolección que incluye bombas, encabezados, separadores, tratadores de emulsión, tanques, reguladores, compresores, deshidratadores, válvulas y equipamiento. Hay dos tipos de sistemas de recolección, de línea radial y axial. ➢

Arreglo Radial

En le arreglo radial de un sistema de recolección las líneas de flujo convergen a un punto central a través de una línea independiente que parte desde el cabezal de cada pozo hasta el múltiple de entrada en la batería. Para el caso de sistemas de recolección de gas las líneas de flujo que parten del anular de cada pozo tiene como punto de convergencia la línea troncal del campo o un depurador, al cual llega el gas disuelto de los separadores y las líneas de flujo independientes de los pozos.



➢

Arreglo axial

En el arreglo axial de un sistema de recolección se ubican varias subestaciones de recolección en donde los fluidos son conducidos a la estación central por líneas troncales. Utilizados en campos de gran extensión, o donde no es practico construir una planta de tratamiento en un punto central. Para sistemas de recolección de gas, las líneas de flujo provenientes del anular de cada pozo ya no tienen como un punto de convergencia una línea troncal, sino a un colector al cual llegan las líneas de flujo de cada pozo que están localizados en un mismo cluster. Se puede tener más de un depurador al cual llegue el gas de los separadores y de las líneas de flujo independientes de cada pozo, para que posteriormente converjan en la línea troncal


3.4. Diseño de sistemas de recolección En su diseño es importante determinar los diámetros óptimos para transportar la producción de cada pozo; con la mínima perdida de fricción y de esta manera ahorrar energía en los reservorios. Se recomienda que la construcción de estas líneas de surgencia se las entierren, especialmente en pozos gasíferos, para evitar la acción de las temperaturas bajas en el periodo de invierno, el cual puede causar congelamiento. También se debe instalar una red de protección catódica para así preservar la integridad de la cañería por largo tiempo. Otro de los aspectos importantes en el diseño de una facilidad de producción es la ubicación, sobre la cual se instalara, puesto que de ello dependerá su funcionamiento seguro por lo tanto, conviene remarcar que su localización sea tal que sus características topográficas permitan la construcción de la facilidad de producción con las mínimas modificaciones del terreno y principalmente que sirvan para procesar el mayor número de pozos, ofreciendo al mismo tiempo menores resistencias al flujo. Para que esto se realice, deberán evitarse distancias excesivas, cambios de dirección brusca en las líneas de descarga, desniveles muy marcados, etc. Indudablemente la mejor forma de visualizar el funcionamiento de una facilidad de producción, es mediante un plano de recolección del campo – que como el nombre indica – es un plano que muestra el recorrido del fluido desde cada uno de los pozos hasta la ubicación de la facilidad de producción y de esta a la Planta de Tratamiento. ➢

Las consideraciones que se deben tomar para el punto de ubicación de la batería de separación son las siguientes.

➢

La facilidad de producción debe estar localizada tan cerca del área de producción de los pozos; tomando en cuenta la extensión y dimensión 7 del campo, de acuerdo al estudio geológico; el cual inclusive puede determinar las coordenadas de los futuros pozos a perforar.


Otros factores que afectan en el punto de ubicación de la Facilidad de Producción son: ➢

Drenaje: La ubicación debe tener un buen drenaje; si es posible en todas las direcciones, lejos de las corrientes del agua natural (ríos, lagos, etc.) y en una posición alta con relación a la zona que sufren de inundaciones periódicas.

➢

Aireación: Deben tomarse en cuenta la intensidad de los vientos en la zona; si la velocidades de los vientos son demasiado elevadas, la ubicación topográfica no debe ser alta; si es posible elegir una zona de valle; en todo caso debe haber una buena aireación para facilitar los procesos de enfriamiento del equipo.

➢

Resistencia del terreno: La zona debe poseer buena resistencia a la compresión; para soportar las cargas en cuanto al peso y vibraciones de los diferentes equipos en especial. Se recomienda hacer un estudio de suelo previamente.

➢

Expansión: El terreno debe poseer una dimensión considerable, teniendo siempre en cuenta ampliaciones futuras.

➢

Fuente de agua: Disponibilidad de agua cercana ya sea a través de corriente de agua o perforaciones de pozos.

Para el diseño se debe tener en cuenta la distribución de los pozos sobre el campo. ➢

Las tuberías que se utilizan. (diámetros, caudal, presiones, etc.).

➢

Líneas de flujo: Las líneas de flujo son la red de tuberías que salen desde la cabeza del pozo y conducen el gas libre producido hasta un sistema de separación de gasliquido como un depurador que es instalado dependiendo de la cantidad de líquido que es arrastrado por el gas. En este sistema también se incluye el gas disuelto que sale de los separadores. Su tamaño depende de la tasa de producción diaria de cada pozo 2,3 y 4 pulgadas de diámetro nominal. El gas también puede ser llevado directamente de una línea troncal

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Líneas troncales. Las líneas troncales o también conocidas como gasoductos principales son los encargados de colectar el gas que viene directamente de las líneas de flujo o de los depuradores y lo transportan hasta la zona donde se le da el tratamiento final para cumplir con las especificaciones de entrega. El tamaño depende de la cantidad de gas total que va a transportar, 4 6, 8 y 10 pulgadas de diámetro nominal

3.4.1. Etapa de Separación

Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido – gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador.


3.5. Etapa de Depuración Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea de líquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o miniplantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.

3.6.Etapa de medición de petróleo El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de cada pozo. La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el dimensionamiento de las bombas. Algunas de las decisiones más importantes de la compañía están basadas en las los análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la información de la prueba de pozos.

3.6.1. Etapa de Calentamiento

Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va al calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando la separación de la emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente en las estaciones en tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que están costa fuera (mar, lago, etc.), y para petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho.


3.6.2. Etapa de Deshidratación del petróleo

Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo y agua es pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la emulsión y extraer las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petróleo es enviado a los tanques de almacenamiento y el agua a los sistemas de tratamiento de efluentes.

3.6.3. Etapa de Almacenamiento del Petróleo Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo producido por los pozos asociados a las estaciones, este es almacenado en los tanques de almacenamiento después de haber pasado por los procesos de separación y deshidratación y luego, en forma inmediata, es transferido a los patios de tanque para su tratamiento y/o despacho.

3.6.4. Etapa de Bombeo Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envió a las refinerías o centros de despacho a través de bombas de transferencia.

3.6.5. Esquema de arbolito de producción

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Adaptador

Es una herramienta usada para unir conexiones de diferentes dimensiones. Puede conectar dos bridas de diferente tamaño o una brida con una pieza roscada. ➢

Estranguladores Superficiales ✓

Estrangulador Positivo:Están diseñados de tal forma que los orificios van alojados en un receptáculo fijo (porta-estrangulador), del que deben ser extraídos para cambiar su diámetro.

✓

Estrangulador ajustable:En este tipo, se puede modificar el diámetro del orificio, sin retirarlo del porta-estrangulador que lo contiene, mediante un dispositivo mecánico tipo revólver.

➢

La válvula maestra

Es la que controla todo el sistema con capacidad suficiente para soportar las presiones máximas del pozo. Debe ser del tipo de apertura máxima, con un claro (paso) igual o mayor al diámetro interior de la TP; para permitir el paso de diferentes herramientas, tales como los empacadores, pistolas para disparos de producción, etc.

➢

La válvula superior

Se localiza en la parte superior y sirve para controlar el registro de presiones leyéndose, cuando sea necesario, la presión de pozo cerrado y la de flujo a boca de pozo. Asimismo, la válvula superior sirve para efectuar operaciones posteriores a la terminación, tales como: desparafinamiento, registro de presiones de fondo fluyendo y cerrado, disparos, etc. ➢

Colgador de tubería de producción

Se usa para proporcionar un sello entre la TP y el cabezal de la TP.


3.6.6. Tanques de almacenamiento. Los Tanques de Almacenamiento son estructuras de diversos materiales, por lo general de forma cilíndrica, que son usadas para guardar y/o preservar líquidos o gases a presión ambiente, por lo que en ciertos medios técnicos se les da el calificativo de Tanques de Almacenamiento Atmosféricos. Los tanques de almacenamiento suelen ser usados para almacenar

líquidos,

y

son

ampliamente utilizados en las industrias de gases, del petróleo, y química, y principalmente su uso más notable es el dado en las refinerías por

sus

requerimientos para el proceso de almacenamiento, sea temporal o prolongado; de los productos y subproductos que se obtienen de sus actividades. Debido a su tamaño, usualmente son diseñados para contener el líquido a un presión ligeramente mayor que la atmosférica. Las normas empleadas por la industria petrolera son originadas en el estándar de la A.P.I., utilizándose principalmente el código API 6502 para aquellos tanques nuevos y en el que se cubren aspectos tales como materiales, diseño, proceso y pasos de fabricación, y pruebas, mientras que el el código API 6533 se usa para la reconstrucción o modificación de tanques anteriormente usados.


4. Conclusión.

➢

Un sistema de recolección consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de pozos.

➢

Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de producción, el cual está formado por uno o varios cabezales de producción y otro de prueba. El cabezal de prueba es utilizado para aislar individualmente la producción de un pozo con el objeto de evaluarlo

➢

Los sistemas más conocidos de recolección son el de línea radial y linea axial, dependen de la forma en que se instalaran las líneas procedentes de los pozos.


5. Bibliografía.

➢

Sistema de recolección - Schlumberger Oilfield Glossary

www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/g/gathering_system.aspx

➢

Facilidades de superficie en la industria petrolera

www.monografias.com › Ingeniería.

➢

Sistema de recolección separación de petróleo y gas

https://es.scribd.com/.../sistema-de-recolección-separación-de-petróleo.

➢

Diseño de un sistema de recolección

Oilproduction.net/2823-diseno-de-un-sistema-de-recoleccion-y-transporte-de-gas

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