UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS
ESCUELA INGENIERIA DE PETROLEO
TEMA
: BATERIA DE PRODUCCION
CURSO : ALMACENAMIENTO Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS PROFESOR
ALUMNO
: ING. ALBERTO MUCCHING
: BUSTAMANTE CORDOVA JUAN MANUEl
INTRODUCCION
La producción es una de las fases mas importantes de la industriapetrolera por el tiempo que dura la misma y de ella depende eldesarrollo y sostenibilidad de la empresa. El papel del técnico deproducción tiene enesta área la mayor cantidad de oportunidades dedesempeño, debido a que es la persona directa que instala, opera,mantiene y repara las instalaciones de superficie, más conocidas como “Facilidades de Superficie”.En los diferentes puntos de una batería seencuentran ubicados equipose instrumentos, los cuales manejan, controlan y tratan el crudo, agua ygas provenientes del yacimiento, para lo cual se debe de contar con lacalificación de los operadores de producción, encargados de laoperación.Este trabajopresenta la información necesaria para que el operador delcampo pueda laborar en una estación de producción y así poder brindaruna información útil para el correcto desempeño en una batería deproducción.Los aspectos aspectos que cubre el actual curso, sonorientados para el personalque labora o pueda laborar en unas facilidades de superficie, parareforzar conocimientos y afianzarlosen cuanto a recolección ytratamiento se refiere.
Los tanques de almacenamiento están diseñados para el almacenamiento y manipulación de grandes volúmenes de petróleo y gas, y son generalmente más grandes y considerados como más permanentes. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios los servicios de hidrocarburos ya que actúa como un pulmón entre producción y/o t ransporte para absorber las variaciones de consumo. de consumo. El almacenaje de líquidos tales como petróleo, nafta, petróleo, nafta, fuel fuel oil, diesel oil, kerosene u otros derivados petroquímicos que se pueden conservar a presión y temperatura temperatura ambiente, ambiente, se se efectúa normalmente en tanques cilíndricos de fondo plano, techo abovedado, esférico o elipsoidal, y algunas veces flotante, a fín de evitar la acumulación de gases inflamables dentro de los mismos, que pueden o no tener incorporado algún sistema de calefacción. Para la construcción de los mismos se emplean láminas l áminas de acero de distintos espesores conforme su posición relativa en la estructura la estructura del tanque. Estas piezas se sueldan entre sí de acuerdo a normas a normas de construcción que garantizan la integridad y posterior funcionamiento del almacenaje. Los tanques soldados están diseñados para soportar presiones internas del orden de 0,175ª 0,350 Kg/cm2 y se han construido de hasta 240000 m3 de capacidad. A efectos de prever el daño el daño que pudiera ocasionar la rotura o rebalse de los mismos, se construye un dique de contención alrededor de cada tanque instalado en el sitio.
Cuando se trata del almacenamiento de gases licuados u otros derivados que deben conservarse a presión y temperatura distintas a la atmosférica normal, la construcción, como así también los materiales los materiales a emplear, requieren para cada caso de un prolijo estudio técnico. Por ejemplo el almacenaje de gas natural licuado (GNL) requiere una temperatura de –160ºC y el de gas licuado de petróleo (GLP-propano/butano), una temperatura que debe mantenerse dentro de los –42ºC a –12ºC. Para el caso en que se pueda almacenar el producto a presión atmosférica (propano/butano) pero de baja temperatura de burbujeo (-42ºC) se utilizan tanques cilíndricos de fondo plano, refrigerados, con una doble envolvente (pared), doble fondo (en algunos casos), aislamiento externa, y deben estar soportados por una estructura flexible que absorba las variaciones de tamaño generadas por llenado, vaciado y eventuales cambios de la temperatura. Además del dique de contención contención mencionado mencionado para los tanques en general, general, en algunos casos también se rodea el tanque de una pared de concreto de concreto de similar altura. El almacenamiento subterráneo de gas natural es ideal para abastecer el consumo en días de carga máxima. El gas es almacenado durante los meses de verano cuando la demanda la demanda es baja, y luego extraído durante los meses m eses de invierno. La infraestructura de los almacenamientos exige elevadas inversiones elevadas inversiones económicas.
JUSTIFICACIÓN: El curso de Facilidades de superficie, está estructurado para suministrar a los asistentesla competencia necesaria para realizar con éxito el manejo de las instalaciones en laindustria petrolera.
ORIENTACIÓN: El programa está dirigido a operadores que se desempeñan en las áreas de producción,donde se realicen operaciones de manejo de baterías de recolección.
OBJETIVOS: Motivar a los asistentes a revisar, evaluar y optimizar sus sistemas de manejo de lasbateríasde recolección, tratamiento y almacenamiento de crudo, buscando elcumplimiento de normas nacionales e internacionales.Concientizar y motivar a los participantes sobre la importancia de la exactitud en elmanejo del petróleo, gas y agua. Analizar y evaluar el impacto sobre la seguridad personal, ambiental y operacional
METODOLOGÍA: El Curso de capacitación en Facilidades de Superficie, integra los aspectos académicoscon el trabajo aplicativo, desarrollando tallees, donde los participantes ponen enprácticalos conceptos adquiridos sobre un caso real de su organización, retroalimentando suexperiencia con los compañeros del programa y el instructor del mismo; de tal maneraque al culminar el programa el participante tendrá una propuesta productiva que presentar a su organización y la competencia necesaria en la aplicación de las técnicas paramejorar los sistemas de manejo de facilidades de superficie con calidad en la empresapara la cual labora.
BATERIA DE PRODUCCION DEFINICION DE BATERIA DE PRODUCCION . Es el Conjunto de Líneas, válvulas, vasijas, equipos y accesorios mediante los cuales se realiza el manejo de los fluidos provenientes de los pozos, efectuando la recolección, separación de las dos o tres fases, encausarlos al sitio de almacenamiento, medirlos y entregarlos al comprador, todo lo anterior debe realizarse con seguridad ,sin alterar el equilibrio del medio ambiente y operacionalmente eficiente .Las baterías de producción son llamadas también facilidades de producción y/o estaciones de producción.
ELEMENTOS DE UNA BATERIA DE PRODUCCION Sistema de Recolección - Múltiple de producción.
Sistema de Separación - Separador de producción general. - Separador de prueba. - Scrubber
Sistema de Tratamiento - Bombas de inyección de química - Tratador térmico de producción general.
- Tratador Electróstatico - Gun Barrel (Tanque de lavado).
Sistema de Almacenamiento - Tanques de almacenamiento de crudo.
Sistema de Transferencia - Bomba de transferencia. - Unidad L.A.C.T.
Sistema de Seguridad y Contraincendios - Murosde contención. - Extintores - Sistema de espuma - Sistema de agua para enfriamiento
Otras Facilidades - Caseta del operador. - Laboratorio. - Compresor de aire. - Skimmer (Desnatador)
MULTIPLES DE RECOLECCION o MANIFOLD En la batería todos los pozos llegan a un sitio común conocido como múltiple, serpentíno manifold y de aquí cada pozo es enviado a un sitio determinado en la batería. Los colectores son tuberías que toman la producción de uno o varios pozos, y la llevan a un sitio determinado en la batería como separadores, calentadores, tanques, etc. Los múltiples reciben y centralizan la producción de pozos que tienen línea de flujo individual o compartido. Actualmente, se están construyendo baterías con múltiples satélites que agrupan pequeños grupos de pozos y los encausan hacia la batería por medio de dos líneas, una troncal para la general y otra para la prueba Generalmente está conformado por cuatro colectores: De produccióngeneral, de prueba, de recirculación y de seguridad, siendo los dosúltimos utilizados de manera opcional.
COMPONENTES DEL MULTIPLE: El múltiple está conformado por líneas, válvulas y accesorios.
FUNCIONES -
Recibir los fluidos provenientes de los pozos.
-
Desviar o enviar los fluidos hacia tanques o sitio de destino.
-
Inyectar químicos para tratamiento de fluidos.
-
Toma de muestras, instalación de corrosómetros, manómetros, uotros accesorios para determinar características determinadas.
FLAUTAS Reciben el flujo de los pozos en forma individual, es decir, hay una flauta por cada pozo que fluye hacia la batería y su número es variable ,dependiendo del número de líneas provenientes de cada pozo, es de aclarar que todas las flautas deben ser iguales en diámetro, longitud ,numero de salientes en una batería y que mientras una válvula de una flauta se encuentra abierta las otras deben estar cerradas
1.Colector para recirculación. 2.Colectoresde fluido hacia los separadores. 3.Válvulas de corte. 4.Válvulas cheque.
COLECTOR Son tuberías que reciben la producción de uno o varios pozos y la dirigen a un sitio determinado en la batería (tales como separadores, calentadores, etc). Tienen mayor diámetro que el de
las flautas y se unen a éstas a través de las válvulas, mínimo deben existir 2 colectores ,uno de prueba y otro de general; de manera opcional pueden tener colectores de seguridad y de recirculación .El colector de seguridad no es tan utilizado, sirve para que en caso de presurización en las flautas, las líneas no se revienten. Las válvulas que comunican al colector de seguridad son automáticas y están programadas a un valor de presión, y cuando la presión aumenta por encima de este valor las válvulas se disparan, abriendo y de esta formase protege el personal, el medio ambiente y la infraestructura física. El colector de recirculación sirve para llevar fluidos al pozo durante algún trabajo de acondicionamiento como el workover. Cuando se utilizan estos colectores, todos los pozos que llegan al múltiple, deben entrar por el mismo sentido, además se deben instalar las válvulas cheques después del colector
SEPARADORES En la industria del petróleo y del gas natural, un separador es un cilindro de acero presurizado, ya sea vertical u horizontal ,que por lo general se utiliza para separar la mezcla de fluidos provenientes de los pozos, en sus componentes básicos, petróleo, agua y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar de forma primaria ,los hidrocarburos de otros componentes indeseables como por ejemplo, la arena. Durante el proceso de dimensionamiento de los separadores, para su diseño es preciso tener claro el uso que se le dará al recipiente, porque no es lo mismo un petróleo pesado, con arena, a altas velocidades que un fluido limpio volátil a la entrada de
una planta de fraccionamiento, el uso del recipiente determina las características del diseño y los componentes que interiormente lleva la unidad .En su forma común o generalizada, los separadores tienen cuatro secciones ,a la vez que hay separadores con configuración y/o accesorios especiales como son: platinas deflectoras, CPI ,PPI, rompedores de vórtice, entre otros
Diagrama de un separador bifásico
CLASIFICACION DE LOS SEPARADORES Los separadores pueden ser clasificados según: - El número de fases que separan: Bifásicos y
Trifásicos
- La forma: Esféricos y Cilíndricos
Cilíndrico vertical
Cilíndrico Horizontal - Monotubo - Doble tubo
- La utilización: General y Prueba - La presión de trabajo: Alta, Media y Baja
SECCIONES DE UN SEPARADOR Generalmente los separadores constan de cuatro secciones, aunque es de aclarar que esto puede variar dependiendo del tipo de separador .Las cuatro secciones son: 1.Sección de separación primaria. Es la entrada de los fluidos al separador y allí ocurre la primera separación de fases, entre el gas que viene libre y el líquido. Generalmente el separador en esta sección posee dispositivos, que imparten fuerza centrífuga, distribuyen la corriente que está entrando y/o disminuye la turbulencia para que se presente una separación más rápida. En esta sección la separación es por gravedad y fuerza centrífuga. 2.Sección secundaria. En esta sección el mecanismo de separación de fases es la gravedad, ya que hace que el líquido arrastrado por el gas en la primera etapa, al circular por esta sección se precipite por gravedad por ser más pesado que el gas. 3.Sección acumuladora de líquido. El líquido que precipitado se acumula en esta sección, donde permanece un determinado tiempo en reposo permitiendo que pueda escaparse el gas que se ha venido atrapado en él. El tiempo que permanece el líquido en esta sección se conoce como tiempo de retención el cual puede variar desde unos 30 segundos a 15 minutos, luego busca la salida, hacia tratamiento, si presenta emulsión o hacia tanques, si va libre de agua .En los separadores trifásicos, la sección acumuladora de líquido es más pequeña, para cada una de las fases y se tiene de manera adicional la separación de agua y petróleo; Presentando así dos salidas, una para el agua y otra para el petróleo. 4.Sección extractora de humedad. La sección extractora de humedad se encarga de retirar las gotas de líquido que quedan en el gas, las cuales son tan pequeñas que no alcanzaron a
precipitarse por gravedad. Dentro de esta sección se encuentran unos dispositivos donde queda atrapado el líquido en forma de pequeñas gotas las cuales se van uniendo hasta alcanzar un tamaño lo suficientemente grande para caer. La sección extractora de humedad es conocida también como extractor de niebla o neblina. Al salir el gas de esta sección con la mínima cantidad de líquido posible pasa a buscar la salida del gas del separador y luego la línea colectora de gas
VENTAJAS Y DESVENTAJAS EN SEPARADORES En cuanto a las ventajas y desventajas en los separadores, lo que es ventaja en los horizontales, casi siempre es desventaja en los verticales y viceversa; hablando sólo en el sentido de separadores normales, ya que cuando son mejorados con accesorios, no aplican estos conceptos.
SEPARADORESVERTICALES VENTAJAS: 1. Fácil control de nivel. 2. Son eficientes cuando el fluido contiene poco gas. 3. Mejor manejo de sólidos (arena). 4. Ocupa un menor espacio en la baterìa. 5. Fácil mantenimiento. 6. Poca reevaporación liquida.
DESVENTAJAS: 1. Alto costo 2. Se dificulta el transporte. 3. Dificulta el mantenimiento y el control de las válvulas dealivio, discode ruptura y otros accesorios colocados en altura. 4. Requiere mayor diámetro para una capacidad dada de gas.
SEPARADORES HORIZONTALES VENTAJAS: 1. Eficiente en el manejo y procesamiento de alto RGL 2. Menor costo inicial. 3. Mayor capacidaden el manejo de crudos espumosos. 4. Mayor facilidad de transporte. 5. Más eficiente en el manejo de emulsiones. 6. Más eficiente en el manejo de producciones con altas relacionesgas/aceite. 7. Mayor facilidad en el manejo y mantenimiento de instrumentosdecontrol.
DESVENTAJAS: 1. Tiene limitaciones para el manejo de turbulencia. 2. Requiere de mayor área de instalación. 3. Difícil control de nivel 4. Difícil control de parafinas y arenas. Los separadores horizontales se usan generalmente cuando la producción de gas empieza a ser alta, la producción de líquido es más o menos uniforme y no se presentan variaciones bruscas en el nivel de fluido dentro del separador; sin embargo hoy en día se ha generalizado el uso de los horizontales. Cuando hay producción alta tanto de líquido como de gas se usan los separadores horizontales de dos tubos en el cual, en el tubo superior se maneja el gas y en el inferior el líquido .Cuando se tiene un separador horizontal de dos tubos, las secciones de separación primaria, de rectificación y extractora de humedad se encuentran en el tubo superior ,es decir el tubo superior es semejante a un separador horizontal de un solo tubo con la excepción de que no posee sección de acumulación de líquido; el tubo superior está comunicado, cerca a sus dos extremos ,con el tubo inferior para permitir el paso del líquido y en contraflujo se mueve el gas.
DISPOSITIVOS O PARTES INTERNAS DE UN SEPARADOR
Funciones de Batería de Producción Recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área. Separar la fase liquida y gaseosa del líquido multifario (Emulsión) proveniente de los pozos productores. Medir la producción de petróleo, agua y gas de cada pozo productor. Proporcionar un sitio para el almacenamiento temporal de petróleo. Bombear el petróleo al patio de tanques.
Manejo de la Producción desde el cabezal de cada pozo arranca la tubería de flujo que, tendida sobre el suelo, llega a una determinada estación de recolección, diseñada para recibir la producción de cierto número de pozos. El número de tuberías de flujo (flujo ducto) que tiene cada cabezal depende de la terminación del pozo: sencilla, doble o triple. El diámetro de cada flujo ducto corresponde al máximo volumen de
producción que se piense manejar, como también las características del crudo, especialmente la viscosidad y la presión del flujo natural en el cabezal. Existe una variada selección de diámetros de tuberías para satisfacer todos los requerimientos. Generalmente, los diámetros nominales más utilizados están entre 50,8 y 101,6 milímetros, 2 a 4 pulgadas. Diámetros mayores pueden ser requeridos para manejar altos volúmenes de producción o petróleos muy viscosos.
Separación de Fluidos la estación de flujo y recolección de la producción de los pozos la componen un grupo de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición, tratamiento, almacenamiento y despacho del petróleo. El flujo del pozo consiste preponderantemente de petróleo, al cual está asociado un cierto volumen de gas: relación gas-petróleo (RGP), que se mide en m3 de gas por m3 de petróleo producido o en pies cúbicos de gas por barril de petróleo producido, a condiciones estipuladas en la superficie. Además, el flujo de petróleo y gas puede mostrar la presencia de agua y de sedimentos procedentes del yacimiento productor.
Etapas 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 o clusters.
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.
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 mini plantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.
Etapa de Medición del Petróleo y gas Es de simpleza hablar de estos componentes ya que la medida del volumen del petróleo es contado por una herramienta llamada volumiter y se mide en barriles, mientras que el gas se contabiliza en pies cúbicos en una herramienta llamada 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.
Etapa de Calentamiento Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión aguapetróleo 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.
Etapa de Deshidratación 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.
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.
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.
Etapa de Fiscalización: Limites PTB: 10 libras de sal por barril de crudo. API: Petróleos de grado API mayor a 18. BSW: 5% de agua y sedimentos.
Componentes Básicos de la Batería - Líneas de flujo. - Manifold o Múltiple de Recolección. - Separadores. - Depurador de Gas. - Trampa de Retención. - Calentadores o Calderas (para crudos pesados). - Cámara de Separación Flash. - Recipiente de Expansión. - Filtro. - Bombas de Inyección de Química.
- Bombas de Transferencia de Crudo. - Tanque Lavador.
CABEZAL (MULTIPLE) O CAÑON DE PRODUCCION En la estación de flujo de recolección, el multiple de producción representa un sistema de recibo de las líneas de flujo de cada uno de los pozos productores asignados a esta estación. Facilita el manejo de la producción total de los pozos que ha de pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos para pruebas individuales de producción(cuantificar su producción diaria)
LINEAS 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. La línea de flujo es simplemente un conducto inclinado de flujo por gravedad utilizado para enviar el lodo proveniente del extremo superior del pozo hacia el equipo de tratamiento del lodo de superficie. Durante la peerforacion de ciertas arcillas altamente reactivas,la línea de flujo puede obstruirse y requerir esfuerzos considerables por parte de la brigada de perforación para mantenerla abierta y en surgencia denominadas arcillas pegajosas, además la línea dr flujo esta provista generalmente de un dispositivo de medición de flujo a paleta, conocido generalmente como Flow show, que puede proporcionar al perforador la primera indicación de que el pozo esta fluyendo.
TANQUE LAVADOR Un gun barrel es un tanque tratador con flujo descendente central vertical que opera a presión atmosférica. Un GB típico tiene una cámara superior desgasificadora o bota en el tope. La emulsión a tratar desciende por el centro hasta un dispersor (spreader) donde ingresa al nivel de agua buscando su camino de ascenso por flotación (diferencia de densidad) hasta el nivel superior de petróleo. En general, no tienen calentamiento aunque en zonas frías son aislados térmicamente del exterior cuando el fluido ingresa a
temperatura. Tienen un sifón lateral, vistos lateralmente presentan tres secciones verticales: - Gas (superior). - Petróleo (media, zona de decantación). - Agua separada (zona de lavado o corte). Los GB son, básicamente tanques sedimentadores, y existen un número muy grande de diseños interiores. El gas disuelto en la emulsión atenta contra la eficiencia del proceso de deshidratación por gravedad diferencial porque las burbujas de gas, al liberarse "frenan" la decantación libre para evitar esto se incorpora la bota en la entrada. El Gun Barrel puede tenerlas capacidades de entre un 70% y 80% de agua de pozo y entre un 20% y 30% de petróleo.
SEPARADORES Los términos "Separador de petróleo y gas", "Separador", "Separador por etapas", "Trampa", se refieren a un separador de petróleo y gas convencional. Estos recipientes de separación son normalmente utilizados en locaciones de producción o plataformas cerca del cabezal, tubo múltiple o unidad de tanques para separar los fluidos producidos del pozo, en líquido y gas. Para realizar la separación de gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, con capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y gas, a determinadas presiones y etapas de separación. Los separadores se fabrican de acero cuyas características corresponden a las normas establecidas para funcionar en etapas especificas de alta, mediana o baja presión. Además, en el interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayo despojo de petróleo y gas, de manera que el gas salga lo mas limpioposible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo.
Un separador de gas y petróleo generalmente incluye las siguientes componentes y características esenciales.
Un recipiente que incluye (a) sección y/o dispositivo para la separación primaria, (b) sección de asentamiento "por gravedad" secundaria, (c) extractor de neblina para remover pequeñas partículas de liquido del gas, (d) salida del gas, (e) sección de asentamiento de liquido (separación) para remover el gas o vapor del petróleo (en una unidad trifásica, esta sección separa agua del petróleo), (f) salida del petróleo, y (g) salida del agua (unidad trifásica). Adecuada Capacidad volumétrica de líquido para manejar "baches" de los pozos y líneas de flujo. Adecuado diámetro y altura o longitud del recipiente para permitir que se separe más liquido del gas de forma tal que el extractor de neblina no sea sobrecargado de líquido. Un mecanismo de control del nivel de líquido en el separador, el cual normalmente incluye un controlador del nivel de líquido y una válvula de diafragma en la salida del petróleo. Para operación trifásica, el separador debe incluir un controlador del nivel de líquido en la interfase agua-petróleo y una válvula de control de descarga de agua. Una válvula de alivio de presión en la salida de gas para mantener una presión estable en el recipiente. Dispositivos de alivio de presión. En muchos sistemas de equipos de producción en superficie, el separador de gas-petróleo es el primer recipiente hacia donde fluyen los fluidos del pozo luego de ser levantados a superficie. Si embargo, otros equipos tales como calentadores y retenedores de agua, pueden ser instalados aguas arriba del separador.
DEPURADOR DE GAS 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. 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. Muchos depuradores de gas vertical y horizontal donde el gas ha sido previamente separado, limpiado, transportado y/o procesado con otro equipo. De manera tal que, mas de las impurezas tales como líquidos entrantes, barro, costras de metal oxidado, y polvo han sido removidos del gas por otro equipo, y el depurador de gas esta siendo utilizado para "pulir" el gas. Los depuradores de gas son generalmente son utilizados para asegurar que el gas no contenga materiales que puedan ir en detrimento para los equipos, de manera tal que el depurador es instalado para proteger los compresores, deshidratadores, endulzadores, medidores y reguladores. Alguno de los usos para depuradores de gas son: limpiar gas (1) para combustible para calentadores, hervidores, generadores de vapor, motores; (2) para gas de control para plantas de procesamiento y equipos; (3) aguas arriba del compresor; (4) Aguas arriba de deshidratadores y endulzadores; (5) Aguas abajo de deshidratadores y endulzadores para conservar los fluidos del proceso; (6) Aguas arriba del sistema de distribución de gas; (7) Aguas arriba de y en líneas de transmisión de gas para remover líquidos entrantes, costras de metal oxidado, y polvo; (8) Aguas arriba y/o Aguas debajo de estaciones de regulación de presión; y (9) Aguas abajo de la línea de transmisión de gas de plantas de compresión para remover el lubricante de la línea.
CALENTADORES O CALDERAS(PARA CRUDOS PESADOS) Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión aguapetróleo 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 costafuera (mar, lago, etc.), y para petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho.
BOMBAS DE CRUDO Las bombas son dispositivos que se encargan de transferir energía a la corriente del fluido impulsándolo, desde un estado de baja presión estática a otro de mayor presión. Están compuestas por un
elemento rotatorio denominado impulsor, el cual se encuentra dentro de una carcasa llamada voluta. Inicialmente la energía es transmitida como energía mecánica a través de un eje, para posteriormente convertirse en energía hidráulica. El fluido entra axialmente a través del ojo del impulsor, pasando por los canales de éste y suministrándosele energía cinética mediante los álabes que se encuentran en el impulsor para posteriormente descargar el fluido en la voluta, el cual se expande gradualmente, disminuyendo la energía cinética adquirida para convertirse en presión estática. El flujo entra a la bomba a través del centro o ojo del rodete y el fluido gana energía a medida que las paletas del rodete lo transportan hacia fuera en dirección radial. Esta aceleración produce un apreciable aumento de energía de presión y cinética, lo cual es debido a la forma de caracol de la voluta para generar un incremento gradual en el área de flujo de tal manera que la energía cinética a la salida del rodete se convierte en cabeza de presión a la salida.
BOMBAS DE INYECCION DE QUIMICA La Bomba inyectora "o bomba de inyección" es un dispositivo capaz de elevar la presión de un fluido, generalmente presente en los sistemas de Inyección de combustible como el gasoil (Motores Diesel) o más raramente gasolina (Motores Otto), hasta un nivel lo bastante elevado como para que al ser inyectado en el motor esté lo suficientemente pulverizado, condición imprescindible para su inflamación espontánea (fundamento del ciclo del Motor diésel), gracias a la elevada Temperatura de autocombustión. Además distribuyen el combustible a los diferentes cilindros en función del orden de funcionamiento de los mismos (ej. 1-3-4-2 en los 4 cilindros). Básicamente han existido dos tipos de bombas para diésel y gasolina (estas últimas ya desaparecidas al aparecer la Inyección electrónica ). Estos dos tipos son: las bombas en línea y las bombas rotativas. Esta bomba inyectora , recibe el movimiento desde el motor generalmente a través de un accionamiento como la distribución, de forma tal que gira sincronizada con él, y a la mitad de revoluciones en un motor de 4 tiempos. La presión se regula mediante un tornillo y no tiene circuito eléctrico. Internamente tiene un émbolo ajustado con gran precisión (2 micrómetros) que tiene dos movimientos simultáneos: rotativo para distribuir, y axial para comprimir el gasóleo. La regulación de caudal de gasoil se hace mediante una corredera anular que abre la descarga del émbolo de presión más o menos tarde, en función de la posición del pedal acelerador y del régimen motor en ese momento. Al abrirse la descarga la presión en el inyector cae por debajo de la presión de apertura del muelle del mismo, terminándose la inyección. En el caso de las bombas en línea, las más antiguas cronológicamente, existe un émbolo de caudal para cada cilindro. Los émbolos son accionados mediante un árbol de levas interno de la bomba, en el orden de encendido del motor. En este caso el caudal se regula mediante el giro simultáneo de los émbolos mediante la acción de una cremallera, con lo cual queda
descubierto el canal de descarga de presión antes o después, dosificando al inyector igual que en la bomba rotativa. Tiene la desventaja con respecto a otros tipos de bombas que es más pesada, voluminosa y que no puede girar a altas revoluciones, no obstante es la más utilizada en los motores Diesel de equipos pesados y camiones de carga cuyos motores no son muy rápidos, por su robustez, vida útil y estabilidad. En el gráfico pueden apreciarse también los tubos que salen de la bomba hacia los inyectores. Todos los pistones se alimentan de un conducto común elaborado en el cuerpo de la bomba
Batería de Producción en tierra y en mar
