BATERÍAS DE PETRÓLEO
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BATERIAS DE PETRÓLEO FUNCIÓN DE LA BATERÍA La producción de fluido de los pozos de petróleo, (agua, gas y petróleo) es enviada mediante cañerías de conducción hacia las baterías colectoras en dónde se produce la separación del gas asociado y el almacenaje de los líquidos para su conteo y posterior envío a las Plantas de Tratamiento denominadas PTC. Es decir que, la función de una batería colectora es la de recibir la producción total de los pozos, separar los diferente fluidos, gas, petróleo y agua, medirlos y enviarlos a las PTC. El gas separado, generalmente en baja presión, luego de su medición, es enviado a Plantas Compresoras para reutilizarlo en diferentes servicios, como ser: consumo interno ó externo, re inyección a formación, generación de energía eléctrica, gas lift, plunger lift, etc. “El control de producción de cada pozo que concurre a la batería y el control de la producción total que ingresa a la misma son factores fundamentales en la explotación de un yacimiento.” En algunos yacimientos es frecuente encontrar la separación del agua libre asociada al petróleo y su reinyección a formación como parte del proceso de recuperación secundaria. Sobre este particular hay que tener especial cuidado en la calidad del agua obtenida en la separación, el tipo de tratamiento realizado in situ y las exigencias de calidad requeridas por la formación en dónde será inyectada. Si las calidades de agua requeridas para la inyección no son muy exigentes, éste sistema de separación-inyección puede ser beneficioso y puede generar significativos ahorros en transporte de fluidos y gastos de mantenimientos en las instalaciones de transporte, bombas, cañerías, tanques. Ahora bien, si la calidad de agua requerida por el yacimiento es exigente, siempre es conveniente la acumulación total del agua de purga y su tratamiento centralizado en plantas para tal fin denominadas PTA. Estas plantas generalmente están contiguas ó muy cercanas a las PTC. UBICACIÓN: La ubicación de una batería colectora en un yacimiento se efectúa básicamente en función de la equidistancia entre ésta y los pozos productores. Sobre el particular, la topografía del terreno tiene mucho que ver en la ubicación, fundamentalmente cuando se trata de terrenos irregulares, montañosos, de frondosa vegetación, cruces de ríos, etc., pero siempre se tratará de ubicarla en zonas dónde ofrezca el menor recorrido posible de las líneas de conducción de los pozos que concurran a ella. No hay que olvidar que la presión requerida para el transporte de los fluidos desde boca de pozo a la batería sale del sistema de producción disponible. Y muchos sistemas de producción son altamente sensibles a la contrapresión que tengamos en superficie, esto es, mayor contrapresión, menor producción, máxime si se trata de surgencia natural ó bombeos centrífugos.
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En muchos yacimientos es comun encontrar los denominados satélites ó colectores de campo. Estos son colectores que reúnen a dos ó más pozos y envían su producción a la batería por una sola cañería de general y una sola cañería de control. Es decir, se pueden reducir cantidades de líneas de conducción, bajar presiones, facilitar escollos topográficos, reducir daños ambientales, etc. Estos colectores de campo suelen tener también separación de gas, para estos casos hay que tener bien definido el destino del gas separado, el cual no debe ser nunca el venteo a la atmósfera. CANTIDAD DE POZOS La cantidad de pozos que concurren a una batería colectora es variable y está fundamentalmente regido por la producción de los pozos. Cada pozo debe ser controlado y la frecuencia del control está relacionada con su producción. Si ésta es importante la frecuencia puede ser semanal, caso contrario, cada pozo debe tener como mínimo un (1) control mensual. La duración de los controles de pozos es recomendable que sea de 24 horas. En ese lapso de tiempo nos aseguramos la representatividad de la producción del pozo. Con controles de menor duración corremos el riesgo de que los mismos no representes eficazmente los vaivenes que todos los pozos tienen en su producción, cualquiera fuese el sistema de extracción. Otro factor que rige la cantidad de pozos que ingresan a una batería es la cantidad de personal destacado para su atención y mantenimiento. Generalmente se acostumbra a no tener personal fijo en las baterías sino tener recorredores de zonas de producción la cual dispone de una ó más baterías. No debemos sobrecargar de trabajo al baterista y a su ayudante porque corremos serios riesgos de no controlar adecuadamente los pozos ó tener controles deficientes . Esto traerá como consecuencia, malas acciones efectuadas en campo debido a esos controles. Esas malas acciones redundarán seguramente en mermas de producción. Las mermas de producción de los pozos son detectadas en los controles que se hacen en batería, ya sea por pozo ó por general, si el tiempo de detección de la merma es largo, la pérdida de producción es importante. En base a lo expuesto precedentemente, la cantidad máxima de pozos recomendada para una batería es de 25 pozos, de alli y dependiendo de la producción de cada pozo y de las facilidades en las instalaciones de la batería el número debe ser menor. PARTES CONSTITUTIVAS: Los elementos básicos constitutivos de una batería standard son los siguientes:
Colector de pozos Separadores gas – líquido Tanques de almacenaje Bombas de transferencia Calentadores Medidores de gas y petróleo Piletas de drenaje Antorcha de gas
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Sistema eléctrico e iluminación Instrumental Cañerías de vinculación
Estos elementos básicos varían según el tipo, ubicación y magnitud de la batería. Podemos encontrarnos con una batería totalmente automatizada, con controladores de nivel, presión, temperatura, transmisión de datos a distancia, secuencia lógica de funcionamiento, etc, ó bien con una batería manual en dónde el operador debe efectuar las maniobras y registrar los datos. El mayor ó menor grado de complejidad que presente la batería no cambia la función para lo cual fue diseñada, sólo hace que esas funciones sean homogéneas y repetitivas en el tiempo, lo cual nos dá una mayor seguridad en la uniformidad de las operaciones y de los datos obtenidos. Es bien sabido que la automatización de las operaciones elimina el error humano también es cierto que el grado de inversión y posterior mantenimiento aumenta potencialmente con el nivel de automatización deseado. Y este es un punto muy importante a tener en cuenta, la automatización de cualquier sistema resulta ineficiente y antieconómico si no lo mantenemos y actualizamos correctamente en tiempo y forma. COLECTOR DE POZOS: Los colectores se diseñan en función de los caudales de fluido que aportan los pozos en forma individual y en forma colectiva. Esto generalmente es asi porque cada colector debe disponer de dos cañería principales, a saber: la cañería de general adónde ingresa la producción de todos los pozos en forma conjunta y la cañería de control adónde ingresa el pozo que se destina a controlar su producción. Los colectores pueden disponer de 1, 2 y hasta 3 cañerías de control, dependiendo de la magnitud de la batería y la importancia de la zona de producción. Lo más común es que los colectores dispongan de una cañería de general y 2 cañerías de control. La cañería de general se diseña en función de la producción total de fluido que ingresará a la batería, es decir, la sumatoria total de fluido que aportarán los pozos que concurran a esa batería. Generalmente en el diseño original se prevé dejar bocas libres para el ingreso de futuros pozos a perforar en la zona, de hecho la cañería de general debe tener el diámetro adecuado para conducir sin inconvenientes el caudal total aportado por los pozos. La cañería de control se diseña en función del caudal máximo de los pozos más importantes, es decir, debe tener un diámetro suficiente como para conducir el total del fluido aportado por los pozos más importantes de la zona sin generar contrapresión alguna. La cañería de general conduce la sumatoria de fluidos aportado por los pozos hacia el separador gas – líquido de general y posteriormente al tanque de almacenaje general. La/s cañería/s de control conduce el fluido aportado por el/los pozo/s en control hacia el/los separador/es gas – líquido de control y posteriormente al/los tanque/s de almacenaje de control. La producción de los pozos llega hasta el colector de la batería a través de las cañerías de conducción. El diámetro y las características de estas cañerías están en función de los caudales de fluido producido por los pozos y las características de esos fluidos. Es importante disponer de una caracterización de los fluidos a efectos de seleccionar los materiales adecuados y prevenir futuros problemas operativos con las consecuentes pérdidas de producción. Es práctica habitual que las líneas de conducción estén 4
soterradas y protegidas convenientemente y que al llegar a la batería ingresen en forma aérea, ordenada, sin cruces entre si (peinadas) y con una clara identificación al pozo que pertenece. En ese tramo aéreo de ingreso es también práctica habitual que todas sean de un mismo diámetro con la finalidad de que los accesorios a colocar en el colector estén uniformados. Al llegar al colector e inmediatamente después de la “S” de acometida se dispone de una válvula de “corte”, tipo esférica, de paso total, que aisla a la cañería de conducción del colector y una válvula de “retención”, para impedir el retroceso de los fluidos del colector hacia los pozos en caso de que alguno pare por alguna causa ó se produzcan inconvenientes en las cañerías de conducción. La vinculación de las cañerías de conducción a las cañerías de general y de control del colector se hacen a través de dos derivaciones provistas de válvulas de corte tipo esféricas. Esto permite desviar la producción de cada pozo hacia el colector de general ó hacia el colector de control, según corresponda. Otros elementos que forman parte del colector de entrada son: Accesorios para la conexión de un manómetro ó presóstato. Accesorios para la instalación de tomas de muestras. Accesorios para la inyección de productos químicos. Accesorios para la detección del pasaje de fluido en cada cañería de conducción. Estos elementos deben elegirse cuidadosmanete para que no envíen señales erróneas y se tomen malas desiciones. Las configuraciones de los colectores, al igual que los colectores de campo, se hacen teniendo presente futuras ampliaciones, esto es, nuevas perforaciones ó reagrupamiento de pozos. Para ello los extremos se hacen bridados, de forma tal de que si tenemos que dar ingreso a mas pozos del que alberga el colector, podemos colocar a continuación y unidos por las bridas, otro tramo de colector con nuevas bocas de ingreso. El colector completo debe disponerse dentro de un recinto, con piso impermeabilizado y un borde antiderrame, de forma tal que cualquier pérdida que se produzca en las válvulas, empalmes ó conexiones bridadas queden contenidas dentro del recinto. El piso tendrá una pendiente del 2 % hacia uno de los extremos adónde se instalará una cámara con rejilla conectada a la red de drenajes general de la batería. Si no se dispone de red de drenajes la cámara será ciega y se evacuará con camiones de vacío. Los colectores se ubicarán a una distancia no menor de 9 metros de los separadores gas/líquidos.
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SEPARADORES GAS – LÍQUIDO: Una de las funciones básicas de la batería es separar el gas asociado de los líquidos, tarea ésta que se efectúa en los separadores, ya sea el de general ó en los de control. La diferencia entre un separado de general y uno de control es solamente su tamaño, es decir, la capacidad de tratamiento entre uno y otro. La constitución, la operación y el equipamiento es el mismo para ambos. Los separadores pueden ser horizontales ó verticales, son de uso mas generalizado en las baterías de petróleo los separadores verticales. De todas formas, la selección generalmente está basada en los resultados deseados y el menor costo posible. En un separador vertical los fluidos entran tangencialmente al tacho por la parte media del mismo a través de un distribuidor. Este distribuidor hace que la corriente de ingreso sea una película delgada y que adquiera, en el interior, una energía cinética considerable, luego por efecto de la fuerza centrífuga, los líquidos chocan en las paredes del recipiente y caen al fondo, mientras que el gas separado sale por la parte superior previo a atravesar una malla que colecta las gotitas de líquido que son arrastradas por el gas. Los equipos suelen disponer de chapas deflectoras verticales que obligan al líquido a golpear contra ella y favorecer el desprendimiento del gas asociado. En general podemos mencionar las siguientes funciones de un separador:
Efectuar una separación primaria de los gases y líquidos que ingresan. Refinar la separación primaria eliminando la mayoría de la niebla líquida del gas. Refinar la salida de líquidos eliminando las trazas de gas ocluídos. Descargar el gas y el líquido separado y asegurar que no se volverán a mezclar el uno con el otro en la descarga.
Para el diseño básico de un separador se deben tener en cuenta los siguientes parámetros: Controlar y disipar la energía del fluido del pozo antes de entrar al separador.
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Asegurar que las velocidades del gas y del líquido sean pequeña a fin de poder efectuar la segregación. Reducir la turbulencia y la velocidad del gas. Controlar la acumulación de espuma en el recipiente. Eliminar el reingreso del gas separado al líquido. Proveer a la salida de gases el control correspondiente para mantener las presiones de operación necesarias. Proveer a la salida de líquidos el control correspondiente para mantener el nivel adecuado adentro del separador. Disponer válvulas de seguridad para el alivio de sobrepresiones. Disponer del equipamiento necesario (manómetros, termómetros, niveles, etc.) para visualizar y controlar adecuadamente la operación.
Factores a tener en cuenta para la elección de un separador:
Caudales de líquidos, petróleo y agua, (Bbl/día) considerando los caudales máximos y mínimos instantáneos y el caudal normal de producción de los pozos. Caudal de gas (millones de pies cúbicos/día) en condiciones estándar. Densidades del petróleo, agua y gas. Tiempo de retención requerido dentro del separador. Éste es una función de las propiedades físicas de los fluidos. Temperatura y presión a la cual va a operar el separador. Presión de diseño requerida para el recipiente.
Diseño horizontal: Los diseños horizontales pueden ser un simple cilindro ó un doble cilindro. En el diseño de doble cilindro, el cilindro inferior puede proveer espacio para la retención de líquidos. Un separador de doble recipiente puede usar el cilindro superior completamente libre para la separación de gas, y tendrá más capacidad de gas debido a la menor velocidad (superficie no ocupada por el líquido). En las baterías de petróleo y a bajas presiones de operación, es común el uso de un solo cilindro. Los separadores horizontales son más económicos para procesar grandes volúmenes de gas. Por ejemplo, un separador horizontal simple tiene la mitad del espacio cilíndrico necesario para la separación de gas que un separador vertical, a igual volumen de tratamiento. Ó dicho de otra forma, a espacios cilíndrico iguales, un separador horizontal puede tratar mayor volumen de gas que uno vertical. Esta diferencia es debida a que las partículas de líquido caen a 90° en el flujo de gas y tienen una distancia relativamente corta para caer y chocar con la superficie de líquido. En un separador vertical, la velocidad del gas es menor debido a que el flujo atraviesa toda la sección transversal del equipo y su capacidad de separación es menor, ya que las partículas de líquido tienen que caer contra la corriente ascendente.
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Los separadores horizontales tienen desventajas cuando se procesan fluidos que contienen arena ó lodo, no disponen de buenos drenajes, y si se acumulan pueden ser arrastrados por el gas ó el líquido, además ocupan espacio y disminuyen el tiempo de residencia. En general son más difíciles de limpiar que los separadores verticales. Principales ventajas de un separador horizontal: Mayor capacidad para un mismo diámetro Mayor aquietamiento Mayor superficie de líquido Mayor tiempo de retención Mejor control de la turbulencia Mejor control del nivel de interfase (menor nivel de espuma) La dirección del flujo no se opone a la gravedad Diseño vertical: Un separador vertical es comúnmente usado en caudales de pozos con relaciones de gas – petróleo bajas ó intermedias y dónde se esperan fluidos con grandes cantidades de impurezas (arena y lodo) que generan taponamientos a la salida de la fase líquida. Un separador vertical ocupa menos superficie para su implantación, esto es una consideración importante dado que el costo del espacio es caro, fundamentalmente en una plataforma off shore. Sin embargo, dado que el flujo natural de gas en un recipiente vertical se opone a las gotas de líquido, un separador vertical para la misma capacidad es más grande y más caro que una unidad horizontal. Principales ventajas de un separador vertical: Requieren menos espacio físico Controlan mayores cantidades de sedimentos , arena y lodos Pueden trabajar a bajas presiones de separación Pueden trabajar con fluidos de baja relación gas – líquido. Partes internas de un separador: Se indican en forma generalizada ya que cada fabricante tiene sus modelos de internos preestablecidos y ensayados. Deflector de entrada: la mayoría utilizan los de tipo boquillas. Para una buena performance en la separación, el deflector de entrada debe absorber el cambio de momento producido por la diferencia de velocidad entre la línea de entrada y el recipiente del separador.
Sección de flujo laminar:
Se utilizan placas paralelas verticales u horizontales según el tipo de separador. Éstos reducen el radio hidráulico del área sin generar importantes pérdidas de carga ó energía. Se debe tener precaución en aquellos casos dónde los fluidos tienen tendencia a formar espuma.
Rompedores de espuma:
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Todos los petróleos crudos tienen alguna tendencia a formar espuma. La densidad API no es suficiente información para definir si un petróleo puede tener ó no tendencia a producir espuma. El cliente ó el usuario del equipo debe ofrecer al fabricante la indicación de que si el crudo a procesar tiende a la formación de espuma ó no y en que magnitud. Actualmente es práctica habitual la utilización de productos químicos los cuales, inyectados en pequeñas cantidades (ppm) son capaces de prevenir ó eliminar la formación de espuma.
Rompedores de niebla:
Las condiciones del servicio fijan el tipo de eliminador de niebla a utilizar. En algunos casos, la preferencia de los usuarios puede hacer variar el tipo preestablecido. Eliminador de niebla tipo malla, es el más simple y el más económico. Las mallas son metálicas y los materiales más utilizados son, el acero inoxidable 304 ó 316, metal monel. Éstos materiales brindan buenos resultados con fluidos corrosivos. Cuando un separador de niebla fue bien diseñado e instalado puede eliminar el 90 % de las partículas de 5 micrones y superiores. Eliminador de niebla tipo vane, son usados para los requerimientos específicos de clientes ó dónde el gas puede arrastrar sólidos ó parafinas que son capaces de tapar al de tipo malla. Básicamente el separador tipo vane trabaja por choque y cambios de dirección entre varias placas que lo conforman. Estas placas son de acero inoxidable al igual que la caja que los contiene. Son eficientes para eliminar partículas de líquido que puede contener el flujo de gas. En general tienen igual eficiencia que el de tipo malla.
Bafles de salpicado:
Estos elementos son usados preferentemente en los separadores horizontales. Los separadores con una relación longitud – diámetro mayor de 3, ó dónde el largo de tangente a tangente es mayor de 15 pies, requieren uno ó mas bafles de salpicado, instalados verticalmente y perpendicularmente a la dirección del flujo en la fase líquida. Estos bafles reducen el oleaje que se produce por el ingreso del fluido. Los bafles suelen construirse con chapas de acero de 3/16” de espesor, con perforaciones de 1/2” espaciadas 11/16” entre centros triangulares (al tresbolillo). La separación entre bafles es de 15 a 18 pulgadas, pero puede ser menor cuando el separador es diseñado para operar con un bajo nivel de líquido.
Bafles anti arrastre:
Estos bafles reducen la turbulencia de la superficie en la interfase gas – líquido, previniendo el arrastre del líquido separado del flujo de gas. En los separadores verticales suelen utilizarse también para aumentar el recorrido del gas desde la interfase hacia la boca de salida, ayudando a separar mayor cantidad de líquido previo al ingreso a los rompedores de niebla.
Rompedores de vórtices: 10
Estos elementos están colocados adentro del separador y conectados a la línea de salida de líquidos. Su función es impedir que en la evacuación de líquido reingrese gas ó productos livianos que deben permanecer en el separador ó evacuarse por otra salida. Generalmente, el óptimo diseño de un separador requiere un bajo nivel de líquido ó un bajo nivel de interfase agua – petróleo. Bajo ésta situación es cuando la formación de vórtices es mayor y se hace necesaria la utilización de este elemento interno. Existen varios diseños de rompe vórtices que brindan muy buenos resultados. El tipo y las características de cada uno de ellos están en función del nivel mínimo de líquido deseado adentro del separador. Por otro lado, cada fabricante tiene su diseño propio y lo aplica para cada nivel requerido. Un simple y efectivo rompedor de vórtice es una salida tipo sifón. De esta forma, la boquilla de salida se coloca horizontalmente y el extremo se extiende mediante una curva ó codo radio largo hacia las cercanías del fondo del recipiente. La combinación del cambio de dirección y la interferencia de las paredes eliminan la formación de vórtices con el mínimo nivel de inmersión. Una salida tipo sifón, en un separador vertical, puede usarse para líquidos livianos ó pesados. En un separador horizontal es ventajoso para reducir espacio en algunas circunstancias. Otros tipos de rompedores de vórtices pueden ser: caños en cruz soldados al recipiente y cubiertos con una chapa de aproximadamente dos veces el diámetro de la cañería de salida. Emparrillado con barras chatas agujereadas sobre el fondo y conectado a la cañería de salida.
Cañerías de entrada y salida de fluidos:
Las cañería de salida de líquido se deben diseñar para una velocidad máxima de 10 pies por segundo y la pérdida de carga total no debe superar las 2 libras por pulgada cuadrada por cada 100 pies de longitud. Las cañerías de salida de gas se diseñan para una pérdida de carga total de no más de 0,5 libras por pulgada cuadrada por cada 100 pies de longitud. Algunos fabricantes diseñan a mayor presión de salida y agregan un precio adicional para un diámetro mayor. La cañería de entrada de fluido debe guardar una relación estricta con las secciones de todas las cañerías de salida. Esto es, la sección de la cañería de entrada debe ser igual a la sumatoria de las secciones de las cañerías de salida, incluyendo la purga de fondo del separador.
Presión de trabajo del separador:
En todos los separadores se debe mantener una determinada presión interna para permitir el drenaje de los fluidos, esto se logra con una válvula de contra presión instalada en la línea de salida de gas. La regulación de la presión en el sistema se
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efectúa regulando la descarga de gas, tratando de mantener las presiones lo más bajas posible, compatibles con el sistema de captación y la descarga de líquidos. Esta válvula generalmente es normal cerrada, es decir, ante la falta de gas de instrumento ó el fluido que la comanda, la válvula se cierra completamente y la presión comienza a aumentar. Cuando la presión del separador aumenta por encima de los valores normales de trabajo se acciona otra válvula reguladora (PSV), normal abierta, instalada aguas arriba de la anterior, es decir, está ubicada entre el separador y la válvula de presión con una derivación hacia el mechero de quema. De esta manera, el separador sigue en funcionamiento normal y el gas en vez de ir a consumo se deriva al mechero el cual debe estar preparado y en condiciones de uso permanentemente para la quema del gas derivado, esto incluye la llama piloto encendida. Si la válvula de sobrepresión llegase a fallar, la presión en el separador seguirá aumentando hasta los valores de seteo de la válvula de seguridad (PSV) instalada en la parte superior del separador. Esta es una válvula de resorte que libera la presión directamente a la atmósfera. Y si a su vez, esta PSV también llegase a fallar, la presión seguirá aumentando hasta romper la placa de estallido (ESV) la cual también se encuentra ubicada en la parte superior del separador, liberando la presión a la atmósfera.
Control de nivel:
En el separador también se debe mantener un nivel mínimo de fluido para evitar que el gas fluya hacia los tanques de almacenaje. Este nivel de líquido se mantiene por medio de un flotante (LC) que a través de dispositivos neumáticos manda la señal de máximo y mínimo nivel adentro el recipiente y producen la apertura y cierre de la válvula reguladora de drenaje (LCV). Estas válvulas generalmente son normal abierta para permitir que ante eventuales problemas todos los fluidos se descarguen a los tanques de almacenaje. Sin embargo, en algunos casos suele usarse como normal cerrada, para evitar, en el caso de problemas de accionamiento de la válvula, el retorno de los líquidos almacenado en los tanques hacia el separador. Esto debe ser monitoreado cuidadosamente puesto que, ante el menor problema el separador se inunda de líquido (se empacha) y este pasa a la red de gas ó al mechero de quema
Seguridad:
Todos los separadores tienen instalados en la parte superior del cuerpo una válvula de alivio ó de seguridad (PSV) y un disco de ruptura (ESV). La válvula de alivio PSV funciona venciendo la acción del resorte regulador que mantiene cerrada la válvula. La presión de seteo de la válvula se fija en 110 % de la presión normal de trabajo del separador. Cuando se diseña la instalación de este tipo de válvulas, nunca se deben colocar por encima de válvulas de bloqueo de accionamiento manual, ya sean esféricas u otro tipo simple, de ser necesario se instalarán sobre una válvula esférica de tres vías paso total ó un diverter. El disco de ruptura PSE es otro elemento de seguridad adicional que rompe en caso de que la válvula de alivio no actúe, es simplemente un disco metálico que se instala entre 12
dos bridas. La presión de estallido se fija en 110 % la presión de diseño del recipiente. Si no se dispone del dato, los instrumentistas deben regular el estallido un 10 % por encima de la presión de apertura de la PSV.
Instalación de los separadores:
Los separadores gas – líquido se instalarán a una distancia mínima de 9 metros del recinto de contención del/los colector/res de cañerías de producción y a una distancia de los tanques de almacenaje equivalente al diámetro del tanque mayor, pero en ningún caso esta distancia será menor de 9 metros. Cuando se empleen más de un separador, ya sea de control ó de general, debe mantenerse entre los mismos una distancia no inferior a 2 metros. Los separadores se instalarán sobre un piso impermeable, preferentemente con un borde anti derrame en su perímetro y una pendiente hacia el exterior equivalente al 2 %. En ese lugar se instalará una cámara colectora con rejilla conectada al sistema de drenaje general de la batería. Las purgas de fondo y las válvulas de muestreo deberán descargar los líquidos al sistema de drenaje general. Los separadores y/ó cualquier otro tipo de recipiente que trabaje a una presión superior a 1,056 kg/cm2 (15 lbs/pulg2) y que funcionen en el área de la batería, deberá diseñarse, construirse y prepararse conforme al código ASME sección VIII, División 1. Los separadores deberán contar con puestas a tierra adecuadas y conectadas a dispersores (jabalinas de bronce ó mallas de dispersión) dispuestos en lugares dónde la resistividad máxima del terreno sea de 5 ohm. Esta resistividad deberá ser verificada y registrada cómo mínimo cada seis meses. En caso de que la resistividad del terreno tenga un valor mayor a 5 ohm deberá efectuarse en la zona de implantación de los dispersores un tratamiento con compuestos específicos hasta obtener el valor adecuado. Una práctica habitual para mantener una baja resistividad en la zona de drenaje eléctrico es agregar agua salada periódicamente, manteniendo húmeda dicha zona. Cuando se utilicen separadores horizontales de alta y media presión, los extremos de los mismos deberán estar orientados de tal manera que en caso de explosión y desprendimiento del casquete, no sea afectada la zona de tanques u otras instalaciones de la batería. (VER ANEXO N°1)
Sistemas de medición de gas:
El gas de las baterías se mide a la salida de los separadores gas – líquido, ya sea a la salida del separador de control para los pozos que se controlan ó bien a la salida de los separadores de general para el total de la batería. Se debe prestar atención a que si el ingreso de la cañería de gas del separador de control está ubicado aguas abajo del medidor de gas general, éste se deberá sumar al medido en
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el general. Si el ingreso está ubicado aguas arriba del medidor general, éste registrará el total de la batería y en ese caso no es necesario sumar ambos valores. El sistema de medición de gas más utilizado en las baterías es mediante placa orificio. Esta puede estar montadas entre bridas del tipo deslizantes de paso total ó bien en equipos porta placas. La diferencia fundamental entre ambos sistemas radica en la operabilidad y precisión de cada uno. Generalmente el sistema de bridas se utiliza para mediciones operativas de campo y requiere del corte de flujo de gas para el cambio de la placa. El sistema porta placas se utiliza para mediciones de transferencias de gas entre productores ó bien del productor al transportista y no requiere del corte del flujo de gas para el cambio de las placas. Este se efectúa con el caño en servicio y bajo presión de operación. Cualquiera de los dos sistemas deben estar montados en un puente de medición y el conjunto en general debe cumplir con los requisitos solicitados por la norma AGA report 3, la cual rige todo lo concerniente a la medición de gas.
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Sistemas de medición de líquidos:
En los separadores gas – líquido solamente se mide la salida de líquido en el separador de control, es decir la producción del pozo que se está controlando en ese momento. La producción de líquido general de la batería se mide en la impulsión de las bombas de transferencia antes del ingreso al oleoducto que lleva la producción de campo a las Plantas de Tratamiento. Los sistemas de medición más utilizados son: 1- Sistema manual por tanques Se debe disponer de uno ó más tanques calibrados para el almacenaje de la producción y su posterior medición. El método más exacto de la medición manual es a través de cinta y pilón. Estos elementos deben estar certificados por un organismo oficial que respalde su legitimidad y precisión. También suelen utilizarse elementos más operativos como las varillas ó reglas de medición. La metodología en general consiste en la cuantificación del volumen inicial existente en el tanque y la cuantificación del volumen final luego del ensayo, la diferencia entre ambos valores es la producción ingresada en el período establecido. Este valor de producción generalmente se lo registra como la producción bruta total. Luego se determina la producción neta de petróleo y la producción de agua. Para la determinación de estos valores se requiere de la medición del corte de agua libre, el cual se hace a través de una varilla calibrada y pasta de detección de agua. El agua emulsionada se determina a través de una muestra representativa del volumen del tanque por encima del fondo de agua libre (muestra de corrida), analizada en el laboratorio. Esta muestra se debe extraer con elementos normalizados y en cantidades que fijan las normas. El volumen total bruto menos el agua libre, menos el agua emulsionada no da el valor de petróleo neto acumulado en el tanque. 2- Sistemas automáticos. El sistema de medición automático de líquidos más utilizado en las baterías de petróleo son los medidores másicos. Estos equipos son utilizados para medir la producción de pozos y la producción general de las baterías. Para la medición de pozos (control de pozos) se instalan a la salida del separador de control y previo al ingreso a los tanques. Para la medición de la producción general se instalan a la salida de las bombas de impulsión, previo al ingreso al oleoducto que conduce los fluidos a la Planta de Tratamiento. Estos equipos miden la masa de líquido que pasa por su interior, utilizando el principio de Coriolis. La conversión a volumen la hace el equipo ingresándole manualmente las densidades del agua y petróleo. Es decir, que los valores de caudal obtenidos son indirectos. Para mas detalles de los medidores másicos VER ANEXO N°2
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Croquis instalación separador vertical
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PR
DPR FE TR
PC
PCV
PSV PSE
Entrada
TI
Fluido
Salida Gas
PC
PI
Alivio
LC LCV
LG
Salida de Líquido
Drenaje
Croquis instalación separador horizontal
PC
PCV
1" PSV
1" PSE
Entrada de Fluido
Salida de Gas
PSV PC
1/2"
PCV
1/2"
Venteo 1"
PI
TI LG
LC LCV
Salida de 1/2" Condensado Drenaje
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TANQUES DE ALMACENAJE En una batería de petróleo los tanques de almacenaje son los que recepcionan las descargas de los separadores gas – líquido. En consecuencia vamos a tener tanques de control y tanques de general. En los tanques de control se reciben las descargas de los separadores de control los cuales solamente tratan la producción individual de cada pozo, por lo que son tanques de menor capacidad, generalmente de 40 m3 u 80 m3. Los tanques de general reciben la descarga de los separadores de general, es decir la producción total de líquidos de la batería menos la producción de los pozos que están en control. Por consiguiente son tanques de mayor capacidad, generalmente de 160 m3 ó 320 m3 dependiendo del volumen de líquidos producidos. Montaje y distanciamiento: Los tanques deberán montarse sobre cimentaciones firmes, calculadas previamente conforme al peso total de la estructura más el volumen total de líquido contenido y un factor extra de seguridad. Deberá verificarse previamente la resistencia del terreno en el lugar de emplazamiento y efectuar las compactaciones necesarias conforme a los pesos comprometidos. Las cimentaciones sobre las que se apoyará la base de los tanques y los recintos de contención deberán ser impermeables a efectos de evitar todo tipo de contaminación ambiental en caso de derrames. Pueden ser de hormigón armado u otro material de sólida construcción que permita el fácil escurrimiento de los líquidos y deberá tener un pendiente hacia fuera del 1 al 2 %. En puntos estratégicos del recinto se colocarán cámaras colectoras de líquidos con rejillas conectadas al sistema general de drenajes de la batería. Esta conexión deberá disponer de una válvula de bloqueo previo al ingreso y del lado de afuera del recinto de contención de los tanques. El montaje de los tanques, su diseño y su estructura deberán estar en un todo de acuerdo a lo estipulado en la Norma API 650. En caso de tanques reparados ó reacondicionados se deberá verificar el cumplimiento de la Norma API 653. La zona de emplazamiento de los tanques deberá tener una superficie tal que permita el adecuado distanciamiento entre ellos y con los demás equipos constitutivos de las baterías. El distanciamiento mínimo de los tanques, entre pared y pared, será el equivalente al diámetro del tanque mayor. Esto es, si tenemos un tanque de 160 m3 de capacidad, 9 metros de diámetro, junto a otro tanque de 40 m3 de capacidad, 5 metros de diámetro, el distanciamiento mínimo entre pared y pared de estos dos tanques será de 9 metros. El resto de las instalaciones complementarias de la batería deberán quedar con respecto a los tanques a las siguientes distancias:
Del alambrado perimetral : 30 m De caminos de circulación ó estacionamiento de vehículos: 30 m De vías férreas: 45 m Separadores de petróleo: 9 m como mínimo ó el equivalente al diámetro del tanque más grande. Zona de bombas: 30 m
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Zona de calentadores: 30 m Piletas de emergencia: 40 m Mechero ó fosa de quema: 150 m Cargaderos y descargaderos de petróleo: 40 m Generadores de energía eléctrica ó transformadores: 30 m
Recintos de contención: En razón de las características técnicas de los fluidos líquidos almacenados en los tanques y a los efectos de minimizar los impactos ecológicos de posibles derrames ó contingencias es necesaria la construcción de recintos estancos e impermeables con los siguientes requisitos: Tendrán una capacidad equivalente al volumen útil del tanque más un 10 %. En caso de agrupamiento de tanques, el volumen del recinto será igual al volumen útil del tanque de mayor capacidad, más el 50 % de la capacidad total de almacenamientos de los demás tanques. Cada recinto tendrá acceso libre en un 50 % alrededor de su perímetro, para permitir la circulación de vehículos de extinción de incendios ó para casos de emergencia. Deberán estar provistos de un sistema de drenaje para la eliminación de las aguas de lluvia. Tendrá una válvula de bloqueo en el exterior, la cual permanecerá siempre cerrada, para poder desagotar el recinto toda vez que sea necesario. Este sistema estará conectado a la red de drenaje general de la batería. Deberá asegurarse la estanqueidad del recinto en los cruces de cañerías y en todo su perímetro, no permitiéndose almacenar ningún tipo de material dentro de los mismos. La impermeabilización del piso de los recintos deberá ser acorde al producto almacenado, al nivel freático de la zona de emplazamiento y fundamentalmente se deberá tener especial cuidado de que sea fácilmente removible cuando se abandonen ó modifiquen las instalaciones. Estanqueidad: Todos los tanques, antes de ponerlos en servicio, deberán contar con una prueba hidráulica que garantice su resistencia y estanqueidad. Esta prueba hidráulica consiste en una prueba de 24 hs. como mínimo en situación de “lleno de agua” para comprobar que no existan pérdidas visibles u ocultas. El agua de la prueba debe ser limpia, dulce y libre de contaminantes, debiéndose conocer con anticipación su destino final posterior al ensayo ó en caso de drenaje anticipado por aparición de averías. Unión del techo y la envolvente:
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Los tanques cilíndricos verticales se diseñarán y construirán de tal modo que, la junta del techo con las paredes aseguren que la rotura de la misma será previa a la rotura de cualquier junta de la pared vertical. La unión de referencia deberá ser capaz de soportar las tensiones que normalmente se generan en el interior del tanque, pero suficientemente vulnerable como para permitir la expansión violenta de gases provocados por una explosión, sin que ocasionen deformaciones peligrosas en el resto de la estructura que comprometan su equilibrio y estanqueidad. Hermeticidad: Los tanques deben mantenerse totalmente cerrados y herméticos, tanto la entrada de cañerías como las bocas de medición y pasa hombres. Todas las conexiones al exterior deben tener colocadas sus tapas y/ó bridas de cierre con todos los bulones previstos. El venteo de gases por sobre presión y el ingreso de aire por depresión interior debe hacerse únicamente por medio de los sistemas de venteo incorporado, esto es, válvulas de presión y vacío ó cuellos de cisnes. Sistema de venteo: Los sistemas de venteo de los tanques de almacenaje pueden ser de dos tipos: 1 – Si el producto almacenado en el tanque tiene un punto de inflamación igual ó superior a 40 °C, por ejemplo, gas-oil, kerosén, diésel, fuel oil, petróleos pesados, etc. el venteo puede ser del tipo libre ó cuello de cisne con dispositivo arresta llamas. Este venteo consiste en un caño curvado que va roscado ó embridado en uno de los extremos a la caja arresta llamas y ésta , a su vez, embridada al niple de conexión al techo del tanque. En el otro extremo, el que queda libre, se instala una brida y contrabrida que aprisiona una tela metálica de malla N° 4 ó 6, cuya finalidad es la de evitar el ingreso de objetos al tanque ó la acumulación de objetos que taponen la salida, algo muy común es que aniden los pájaros. 2 – Si el producto almacenado en el tanque tiene un punto de inflamación inferior a 40°C se deberán utilizar válvulas de presión y vacío con arresta llamas. Los tanques que contengan petróleos con productos volátiles de puntos de inflamación inferior a 40°C , deberán disponer igualmente de válvulas de presión y vacío con arresta llamas. Las válvulas automáticas de presión y vacío combinadas están constituidas fundamentalmente por dos cámaras (de presión y vacío) que poseen discos interiores con asientos especiales que se accionan ante los requerimientos de movimientos de productos adentro el tanque. Cuando un tanque se llena, a través del ingreso de fluido, se genera una presión interior la que, al llegar a un valor determinado acciona la válvula de presión liberando el exceso y evitando de ese modo el inflado del tanque. Cuando un tanque se vacía, a través de las cañerías de egreso, se genera en el interior del tanque una depresión que, al alcanzar un valor determinado acciona la válvula de vacío permitiendo el ingreso de aire compensando la depresión, evitando de ese modo el chupado del tanque.
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Las cajas arresta llamas ó arresta chispas son cajas metálicas constituidas interiormente por láminas de aluminio acanaladas que forman laberintos e impiden el ingreso de chispas ó fuego al interior del tanque. Esto es fundamental en el momento en que acciona la válvula de vacío, la cual permite el ingreso de aire al tanque, esto hace que en el interior tengamos mezcla explosiva la cual puede detonar ante la presencia de chispas. En su instalación siempre precede a las válvulas de presión y vacío ó al cuello de cisne. La capacidad de venteo del arresta llamas debe ser de un 300% superior, cómo mínimo, al área de su boca de venteo ó niple de conexión al tanque. Tapas de seguridad: Además de los sistemas de venteo, los tanques de almacenaje deberán disponer en el techo un dispositivo de seguridad para sobre presiones peligrosas (tapa expulsable). Estas sobre presiones pueden generarse por distintos motivos, cambios de caudales de ingreso, mayor porcentaje de gas por falla en los separadores, taponamiento de los sistemas de venteo, etc. y deben ser evacuadas a través de este dispositivo de seguridad. El mismo consiste en una tapa calibrada que, al llegar la presión interior del tanque a valores predeterminados, la levanta permitiendo el venteo. Esta tapa se mueve en una guía que va soldada al techo del tanque, la guía tiene un alojamiento adónde apoya en forma hermética (por propio peso) la tapa. Puesta a tierra: La electricidad estática genera chispas que pueden ser capaces de producir la inflamación de mezclas gaseosas en estado de inflamabilidad. Los tanques de almacenaje de hidrocarburos y los separadores gas – líquido son buenos acumuladores de cargas electrostáticas, por lo cual, deben disponer de los elementos necesarios que eliminen estas cargas y eviten la formación de chispas. Las puestas a tierra son los elementos usados para la disipación de las cargas electrostáticas. La denominación de puesta a tierra comprende cualquier ligazón metálica, sin fusible ni protección alguna, entre una parte de una instalación y un electrodo ó placa metálica puesta en la tierra, de dimensiones y situaciones tales que, en todo momento pueda asegurarse que el conjunto está prácticamente al mismo potencial de la tierra. Los conductores de los circuitos de puesta a tierra deben ser de sección apropiada a la intensidad de corriente a drenar, de forma tal, que las cargas circulen libremente y no se produzcan calentamientos perjudiciales. Se deben observar como mínimo las siguientes medidas: 1) Cable de cobre desnudo de 35 mm2 de sección, ó 2) Hierro galvanizado desnudo de 100 mm2 de sección. Los conductores de puesta a tierra deben tener un perfecto contacto eléctrico, tanto en las partes metálicas que se desea poner a tierra, como con la placa ó electrodo que constituye la toma de tierra. Las descargas a tierra más frecuentemente usadas son: las jabalinas de cobre y las mallas. Estas últimas son más recomendables en terrenos resistivos aunque pueden usarse en cualquier instalación y tipo de terreno. Las jabalinas son más económicas en su instalación y pueden inspeccionarse fácilmente, además, como ventaja adicional puede efectuarse a su alrededor un tratamiento químico al terreno si éste tiene una alta resistividad. La resistividad del terreno dónde se implanten las mallas ó jabalinas no debe ser superior a los 5 ohm y se deberá mantener siempre estos valores, a efectos de garantizar
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un buen drenaje de corriente. Para ello se deberá establecer un programa de mantenimiento y control periódico de todo el sistma, incluida la medición de la resistividad del terreno en las zonas de drenajes. Continuidad eléctrica: Toda la estructura del tanque, la unión entre envolvente y techo, cañerías de conducción, escaleras, pasarelas, venteos y demás elementos accesorios deben presentar un perfecta continuidad eléctrica. Este requisito debe verificarse periódicamente por medición de resistencia óhmica a tierra. En caso de que no se verifique la debida continuidad eléctrica, se deberá establecerla correctamente mediante la instalación de un cable de cobre de longitud adecuada y sección superior a 50 mm2. Escaleras de acceso al techo y barandas: Todos los tanques deben tener escaleras fijas a su estructura para permitir el acceso al techo, terminando en las proximidades de la boca de medición. En tanques de más de 3,5 metros de altura se recomienda la utilización de escaleras inclinadas con sus correspondientes pasamanos. Para tanques de altura menor a los 3,5 metros pueden utilizarse escaleras verticales rectas (escalera de gato). Para protección de los operarios sondeadores, en los tanques de baterías (40 , 80 , 160 m3 de capacidad) se debe colocar una baranda perimetral sobre el techo del tanque de 1,50 metros como mínimo hacia cada lado de la escalera. La baranda tendrá una altura mínima de 1 metro y tendrá en la parte inferior un guardapiés de 20 mm sobre la plataforma.
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BOMBAS DE TRANSFERENCIA Las bombas de movimiento de producto se ubicarán a una distancia no menor de 30 metros de los tanques de almacenaje, separadores y colectores de pozos y no menor de 40 metros de las piletas de recuperación, cargaderos y descargaderos. Se ubicarán en forma transversal a los vientos predominantes en la zona, tomando como referencia a la zona de tanques. Las bombas se montarán y se anclarán sobre bases de H° A° previamente calculadas y diseñadas para el tipo de bombas a utilizar. Estarán colocadas adentro de un recinto hermético con piso impermeable y una pendiente mínima del 4 % , siendo su cota más alta el eje longitudinal medio del cuerpo de la bomba, para que las posibles pérdidas ó derrames corran hacia una canaleta colectora. Esta canaleta colectora rodeará el perímetro del recinto ó del grupo de bombas y tendrá una pendiente del 4 % hacia una cámara colectora de líquidos con rejilla, la cual a su vez, estará conectada al sistema general de drenajes de la batería. Se tendrá especial cuidado en los anclajes de los grupos de bombeo a fin de obtener una buena fijación sin vibraciones, ya sean éstos grupos fijos ó móviles montados sobre patines. Todos los sistemas de bombeo deberán disponer de un colector de aspiración y un colector de descarga ó impulsión. Éste deberá estar preferentemente adentro del recinto de contención de las bombas, de forma tal de contener cualquier pérdida de fluido que pudiera ocurrir. Deberán contar con todos los elementos de medición y seguridad por sobre presiones y vibraciones excesivas.
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Se deberá garantizar en todo momento que la presión en la succión de las bombas (ANPA DISPONIBLE) sea superior a la presión de succión requerida por los equipos (ANPA REQUERIDO). Este último dato debe tenerse agendado y disponible para su verificación periódica. Se deben disponer de los elementos necesarios para la protección de los equipos por baja presión de succión. Es una situación bastante común encontrar los equipos bombeando en vacío, hay que tener en cuenta que esta situación afecta a la vida útil de las bombas. La cañería de descarga de cada bomba (impulsión) deberá disponer de una válvula de seguridad por sobre presión, fundamentalmente si los equipos son del tipo de desplazamiento positivo, con descarga al colector general de drenajes. Además deberán tener colocadas bridas con anillo metálico sellante y abrazaderas cubre bridas con descarga hacia la caja colectora de drenajes. Esto es necesario para prevenir accidentes, incendios, pérdidas y contaminación ante una eventual rotura de la junta de la brida. Los grupos de bombeo, las cañerías de conducción y la estructura de la sala deben estar conectadas eléctricamente a tierra. Preferentemente deberán contar con un sistema de control y comando a distancia para suspender la operación de bombeo en caso de emergencias. Cuando se utilicen bombas del tipo alternativo es conveniente que las impulsiones dispongan de cámaras de compensación ó sistema de amortiguadores de pulsación, con la finalidad de eliminar vibraciones y posteriores roturas en el sistema de bombeo. Si se utilizan grupos motobombas se deberán tener las siguientes precauciones: - Los elementos eléctricos del motor a explosión, motor de arranque, alternador, bujías, baterías, etc. deberán estar aislados, protegidos y bien conectados. - Los depósitos de combustible deberán estar ubicados preferentemente afuera de la sala de bombas, sin conexiones precarias, con sus correspondientes tapas de cierre hermético y venteos con salida opuesta a la posición de los escapes de los motores. - No es recomendable la utilización de mangueras de PVC como cañerías de conducción de combustible del tanque al motor, es preferible la utilización de caños que no sean afectados por el calor. - Cuando se utilicen tanques de combustible adicionales, estos deberán estar separados del motor a 5 metros de distancia como mínimo. - El reabastecimiento de combustible a los tanques es aconsejable hacerlo con los motores apagados. - Deberá controlarse que en ningún momento existan pérdidas de combustible. - Los escapes de los motores deben contar con sus respectivos arrestachispas. Estos deberán mantenerse limpios, sin deterioros y perfectamente ajustados. - Las cañerías de escape no deberán pasar sobre el cuerpo de las bombas ó cañerías de petróleo y la descarga de gases de escape se hará afuera de la sala y en sentido opuesto a la ubicación de los tanques de combustible. - Cuando se utilicen motores alimentados a gas, el circuito de alimentación deberá tener una válvula automática de bloqueo que corte el suministro al motor cuando el mismo está detenido y tendrá una derivación para la puesta en marcha. Protecciones y guardas: Todos los sistemas de transmisión, ya sea por correas, bandas ó ejes giratorios, deberán estar protegidos con resguardos, a efectos de evitar accidentes personales. Ningún
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equipo de bombeo deberá ponerse en marcha si no tienen perfectamente colocadas y ajustadas las protecciones de las partes móviles del sistema. Cuando se utilicen acoplamientos elásticos, el resguardo tendrá la suficiente resistencia mecánica como para poder soportar el impacto del mismo en caso de desprendimiento. Las transmisiones por correas tendrán instaladas tantas correas como sean requeridas por la misma, con esto se evitarán roturas prematuras, sobreesfuerzos y riesgos. Clasificación de bombas: (VER ANEXO N°3)
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INSTALACIONES PARA CALEFACCIÓN DE PETRÓLEO En las baterías de petróleo es común el uso de calentadores de líquidos. La función de los mismos es la de elevar la temperatura y generar una disminución de la viscosidad. Esta disminución de la viscosidad favorece a la separación, en los tanques de almacenaje, del agua asociada al petróleo para una buena medición de la producción, ya sea de cada pozo ó de la general. Por otro lado, la reducción de la viscosidad favorece la bombeabilidad de los líquidos, fundamentalmente aquellos muy viscosos, ya que se produce una fuerte disminución de las pérdidas de cargas por fricción en las cañerías de conducción. Los tipos de calentadores mas utilizados en las baterías de petróleo son:
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1- Calentadores a fuego directo 2- Calentadores a fuego indirecto Cualquiera sea el tipo de calentador utilizado, éstos deben contar antes de su puesta en marcha con todos los sistemas de control y protección tanto para el sistema de quemadores como para las partes mecánicas e hidráulicas del equipo. Como equipamiento mínimo de seguridad se debe disponer de: -Circuito de gas normalizado -Sistema de encendido normalizado -Válvulas de seguridad por sobre presiones -Corte automático por falta de llama -Válvula reguladora de llama en función de la temperatura del fluido -Controladores de nivel -Controladores de presión -Controladores de temperatura Ubicación de los calentadores: Los calentadores de petróleo deben ubicarse a una distancia no menor de 30 metros del tanque más próximo, medido a partir del quemador del equipo. Deberán ubicarse en forma transversal a los vientos predominantes en la zona y en lo posible en el extremo opuesto al área de bombas. Cuando se utilicen más de un calentador, debe mantenerse entre los mismos una distancia mínima de 2 metros. Los calentadores deberán montarse sobre un piso compactado, impermeable y de rápido escurrimiento, con pendiente del 2 % hacia el extremo opuesto al quemador del calentador adónde se dispondrá de una cámara colectora de líquidos con rejilla y válvula exterior al recinto de contención, para la conexión a la red general de drenajes de la batería. Se construirá alrededor de los calentadores un recinto contenedor estanco de 0,20 metros de altura mínima con la finalidad de evitar la dispersión de derrames ó propagación de fuegos iniciados en el lugar. El conjunto de la instalación deberá mantenerse exentas de fugas de petróleo ó fluidos inflamables. Además todo el conjunto dispondrá de puestas a tierra, observándose que la resistividad del terreno dónde se disponga la jabalina sea menor a 5 ohm. Calentadores de fuego directo: Disponen de un tubo de fuego el cual está inmerso directamente en el fluido a calentar. Este es un tubo de características mecánicas especiales, capaz de soportar en su interior la temperatura de la llama producida por un quemador de gas. El fluido ingresa a la carcasa del calentador por el extremo opuesto al quemador y sale de la misma por la parte superior cercana a la chimenea. Generalmente trabajan a bajas presiones debido a las grandes dimensiones de la carcasa. Deben disponer de todos los elementos de seguridad descriptos anteriormente antes de su puesta en marcha. De todos modos se consideran poco seguros y la tendencia es reemplazarlos por los de fuego indirecto.
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Calentadores de fuego indirecto: El tubo de fuego calienta un baño de agua que cubre las ¾ partes de la carcasa del calentador y genera en la parte superior vapor saturado. En la zona de vapor de agua se encuentra el serpentín por dónde circula el fluido a calentar. El vapor de agua entrega su calor latente y el fluido dentro del serpentín eleva su temperatura. El serpentín dispone de un colector de entrada y otro de salida en el lado opuesto a los quemadores y éstos están conectados a las cañerías que transportan el fluido de la batería. Pueden trabajar a presiones elevadas en función de las características del serpentín.
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Deben disponer de todos los elementos de seguridad descriptos antes de su puesta en marcha. Se consideran muy seguros y la tendencia es utilizar solamente este tipo de calentadores.
SISTEMA DE DRENAJE GENERAL Y PILETAS RECUPERADORAS Las baterías de petróleo deben tener una red de drenajes general dispuesta de tal forma que pueda colectar los probables derrames de producto ó agua de lluvia proveniente de los recintos de los tanques de almacenaje, zona de bombas, separadores, calentadores, cargaderos, etc. y serán encausados hacia una pileta de recuperación estanca e impermeabilizada. La pileta debe estar preferiblemente adentro del recinto de la batería en un lugar libre y a una distancia no menor a 50 metros de la instalación más cercana. Se deberá orientar en dirección al origen de los vientos predominantes en la zona, deberá estar tapada y dispondrá de todos los elementos de seguridad propios de un 31
almacenaje de hidrocarburos, esto es, cuello de cisne ó válvula de presión y vacío con arresta llamas, puesta a tierra, equipos activos y pasivos de lucha contra incendios, etc. Todas las cámaras colectoras y la instalación deben tener sellos hidráulicos ó trampas que impidan la propagación de llama en caso de incendio. Todas la instalaciones de drenaje y su almacenaje deben ser estancas e impermeable. Las piletas recuperadoras deben contar con un sistema apropiado para la evacuación del producto acumulado. Estos sistemas pueden ser mediante equipos de bombeo acorde al riesgo de la zona ó bien disponer de un sistema para la evacuación mediante camiones atmosféricos (chupa). En ambos casos se deberá contar con los correspondientes sistemas de puesta a tierra y la cartelería de seguridad precautoria. Las piletas siempre deben permanecer vacías y estar operativas en los casos de emergencia. Esto requiere de un control permanente del nivel de fluido acumulado y su evacuación inmediata.
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CHIMENEA DE QUEMA Las chimeneas de quema deben instalarse como un elemento de seguridad y protección ante posible inconvenientes en los sistemas de evacuación de gas de las baterías. Esta posibilitará mantener la producción y las instalaciones en marcha en caso de suscitarse inconvenientes en los sistemas de evacuación de gas. Los problemas más comunes que pueden ocurrir en la evacuación de gas son: - Acumulación de líquidos en los gasoductos. - Malas maniobras con las válvulas aguas abajo. - Paro de compresores. - Rotura de gasoductos. - En general, cualquier problema que implique un aumento de la presión en los separadores por encima de los valores normales de trabajo. El puente de derivación a la chimenea de quema debe instalarse después del puente de regulación y medición de la batería. La válvula reguladora de presión que deriva a la chimenea de quema debe estar seteada a valores de apertura por debajo de los valores de la válvula de seguridad de los separadores. Es decir que la secuencia de protección por sobre presiones en los separadores gas – líquido está dado según el siguiente orden de apertura: 1°) Abre la válvula de salida a la chimenea de quema. 2°) Si falla la válvula de salida a chimenea ó no alcanza para evacuar la sobre presión del separador, abre la válvula de seguridad del separador. 3°) Si las dos anteriores fallan ó no alcanzan a evacuar la sobre presión, se rompe la placa de estallido del separador. En aquellas baterías de producción que se instalen chimeneas de quema se deberán observar las siguientes recomendaciones:
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- Se deben ubicar a una distancia no menor a 50 metros de cualquier unidad de elaboración ó tanques de almacenaje y se orientarán en dirección al origen de los vientos predominantes en la zona. - La zona donde se ubique el mechero deberá estar desprovista de malezas y pastizales en un radio no menor a 30 metros, manteniendo esa condición durante toda la operación. - Entre el puente de derivación y el mechero se deberá instalar un KOD (knock out drum). Esto es un separador de líquidos que pueda contener la corriente gaseosa. El separador deberá tener un sistema de evacuación, el cual puede ser automático ó manual. - La cañería de conducción entre el puente de derivación y el mechero deberá tener una pendiente descendente del 2 % hacia el mechero y deberá estar convenientemente anclada ó soterrada. - La chimenea tendrá una altura no inferior a 4 metros. - El encendido del mechero debe ser automático, y deberá disponer de una llama piloto encendida permanentemente. Está terminantemente prohibido el encendido manual de los mecheros con cualquiera de los sistemas conocidos, boleadoras, flechas con llamas , etc.
PUENTE DE MEDICIÓN DE GAS
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PR
DPR FE TR
PC
PCV
PSV PSE
Entrada
TI
Fluido
PC
PI
Alivio ALIVIO AL MECHERO
LC LCV
LG
Salida Gas
Salida de Líquido
Drenaje
CARGADERO DE CAMIONES En aquellas baterías de producción que se efectúe la evacuación del petróleo mediante el transporte con camiones tanque ó se retire petróleo para ensayo de pozos, desparafinación de cañerías u otra necesidad que determine ésta modalidad de evacuación, se deberán tener en cuenta los siguientes requisitos: - Los cargaderos de camiones estarán ubicados a una distancia no menor de 40 metros de la zona de tanques. - El piso ó plataforma de operación de carga debe ser impermeable, estará correctamente nivelada y tendrá una rejilla colectora en todo su perímetro, con descarga a cámaras colectoras, las cuales a su vez estarán conectadas a la red de drenaje general de la batería. - Los accesos deben ser amplios, de forma tal de permitir una fácil maniobrabilidad de los camiones para el ingreso y el egreso al cargadero. - La instalación contará con un sistema de puesta a tierra para conectar electrostáticamente el camión tanque antes de iniciar la operación de carga. La misma es de uso obligatorio en cada operación. La resistividad del terreno adónde se encuentren las jabalinas ó mallas de la puesta a tierra debe ser menor a 5 ohm. - La plataforma elevada del cargadero debe ser firme y segura y debe estar diseñada de forma tal de permitir el acceso a la parte superior del camión mediante un piso basculante.
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La plataforma tendrá barandas en todo su perímetro y el piso basculante tendrá pasamanos. La instalación contará en su parte superior y a lo largo de todo el espacio que abarque el camión tanque, de una cuerda de vida a la cual se enganchará el operador cuando esté arriba del camión. La escalera de acceso a la plataforma debe ser amplia, cómoda y con los pasamanos correspondientes. - Para la operación se utilizarán brazos articulados telescópicos ó mangas giratorias flexibles, de dimensión tal que lleguen hasta las proximidades del fondo de las cisternas. Cualquiera que sea el sistema de carga que se utilice, debe contar con una válvula de cierre rápido al alcance del operador además de la válvula de bloqueo general. - Si la carga de camiones se efectúa por bombeo, la presión de la operación no deberá superar los 3 kg/cm2. - Si la carga se efectúa por gravedad desde un tanque elevado, éste deberá ser hermético y deberá cumplir con todas las normas de seguridad dispuestas para los tanques de almacenaje. - La cañería de carga utilizada deberá tener dos (2) válvulas, una al pie del tanque y otra de operación al alcance del operador. - Los camiones tanques que operen en el cargadero deben reunir todas las condiciones de seguridad para el transporte de combustibles líquidos. Indefectiblemente llevarán colocados en el área de operación el arresta chispas en el caño de escape. - Toda el área del cargadero estará cubierta por los sistemas contra incendios correspondientes y dispondrá de la cartelería normalizada para estos fines.
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DESCARGADERO DE CAMIONES Los descargaderos de petróleo que funcionan en una batería de producción tienen por función la recepción de los fluidos transportados en camiones tanques y que provienen de pozos con tanques elevados, piletas de equipos de perforación y/ó work over, ensayo de pozos, recuperación de derrames de oleoductos, etc. Estas instalaciones son de alto riesgo y requieren un cuidado especial. Es fundamental mantener el orden y la limpieza, prevenir los derrames y hacer cumplir a los choferes de los camiones todas las normas de seguridad que rigen para este tipo de operación. Los principales requisitos a tener en cuenta en los descargaderos son: - El piso ó plataforma de operación deberá ser impermeable y preferentemente tendrá una pendiente del 2 % hacia la entrada del camión a fin de facilitar el total escurrimiento del producto de la cisterna. -Se dispondrá en todo el perímetro de la plataforma de una canaleta colectora de derrames con rejilla y cámaras conectadas al sistema de drenajes general de la batería ó bien a la pileta ó tanque que recepciona el fluido del descargadero. - Los accesos serán amplios y cómodos para permitir una adecuada maniobra de los camiones tanques. - La descarga de productos se hará a través de manguerotes conectados con acoples rápidos a un colector que estará vinculado al tanque receptor mediante un sistema de cañerías. Dicho colector estará diseñado y dimensionado de forma tal que no produzca ahogamientos de producto cuando se realiza la operación de descarga. - Preferentemente el diseño del descargadero permitirá que la recepción del producto se realice por desnivel. - El recipiente receptor se hallará ubicado a no menos de 5 metros del lugar de descarga, deberá ser hermético y ventilado a través de una válvula de presión y vacío ó cuello de cisne con su correspondiente arresta llamas.
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- Toda la instalación estará conectada eléctricamente entre si y al dispositivo de puesta a tierra y contará con un sistema para vincular al camión antes de iniciar la operación de descarga. - Los camiones tanques que operen en el descargadero deberán reunir todas las condiciones de seguridad para el transporte de combustibles líquidos y llevarán colocados en el área de operación el arresta chispas en el escape. CERCADO PERIMETRAL Toda el área de la batería estará rodeada de un cerco perimetral de alambre romboidal de 1,80 metros de altura, soportado por postes de cemento. En la parte superior contará con tres (3) hileras de alambre de púas. El cerco dispondrá de una puerta para el acceso de personas y de portones convenientemente ubicados para permitir el ingreso de los equipos de mantenimiento. Afuera del cerco perimetral de la batería se destinará un área para el estacionamiento de vehículos.
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DEFENSAS ACTIVAS CONTRA INCENDIOS Todas las baterías de producción estarán provistas de elementos de extinción de incendios. Estos cumplirán con lo dispuesto por la Ley 13.660 y su decreto reglamentario N° 10.877. El tipo y poder extintor estará en relación con la capacidad de la instalación (equivalente a la sumatoria de la capacidad nominal de cada tanque) y la producción promedio diaria. A título orientativo se expone la siguiente tabla:
Capacidad de la instalación en M3 Hasta 240 241 / 380 381 / 480 Más de 480
Producción diaria prom. en M3 Hasta 250 251 / 500 501 / 1000 1001 / 2500
Defensas activas 180 unidades ext. B/C 480 unidades ext. B/C 980 unidades ext. B/C 320 unidades ext. B/C y red contra incendios
Los valores de la presente tabla como así también la necesidad de instalar redes fijas ó sistemas ignífugos especiales podrán variar de acuerdo a los estudios de riesgo particulares de cada instalación, de los distintos elementos que la constituyen y la importancia operativa. Se usarán preferentemente equipos de extinción portátiles, de polvo químico seco presurizado, de diferentes capacidades hasta sumar el total de capacidad de extinción recomendada, los que serán distribuidos estratégicamente conforme lo reglamenta la ley 13.660 mediante el decreto reglamentario N° 10.877. Cuando sea necesario instalar ó se disponga de una red de agua contra incendio, con hidrantes y sistema de inyección de espuma, la instalación en su totalidad deberá cumplir con todo lo establecido en los artículos 401 al 404 del decreto reglamentario N° 10.877 de la Ley 13.660. No está permitido y no se recomienda tener en las baterías de petróleo instalaciones contra incendio que no cumplan con lo estipulado por la Ley. Es común ver en las instalaciones defensas activas ideadas conforme a criterios propios de los operadores ó establecidas a priori por las compañías operadoras.
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ANEXO N°1 SEPARADORES GAS – LÍQUIDO
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ANEXO N°2 MEDIDORES MÁSICOS
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ANEXO N°3 CLASIFICACIÓN DE BOMBAS
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