Unas ves que los pozos son puestos en producción, los fluidos entran al sistema de control, recolección y medición y procesamiento
Estos fluidos llegan juntos al cabezal de los pozos, y otra parte, son sometidos a presiones presiones que que van de
altos valores valores en el yacimiento yacimiento hasta hasta valores valores
ambientales en la superficie. Por esta razón es importante su control y procesamiento.
Un pozo se incorpora al sistema de procesamiento y manejo, conectándolo mediante una línea de flujo (línea de recolección) a un múltiple de producción, que recoge la producción de varios pozos o de cada pozo. En cualquiera de los casos, se instalara un estrangulador (choke) entre el cabezal del pozo y la línea de flujo para regular la producción de fluidos y controlar la presión a que están sometidos.
El siguiente destino de los fluidos producidos de los pozos es la separación de flujo, la cual es un conjunto de equipos, tubulares o instrumentos interrelacionados entre sí sí con el objeto objeto
de separar, separar, medir, bombear y/o
comprimir dichos fluidos. Las principales funciones de estas estaciones son: a) Recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada determinada area. b) Separa la fase liquida y gaseosa gaseosa del fluido Multifásico Multifásico proveniente de los pozos . c) Medir la producción de petróleo, agua y gas de cada cada pozo productor. productor. d) Porporcionarle al petróleo un sitio de almacenamiento almacenamiento provisional provisional e) Bombear el petróleo al terminal de almacenaje f) Comprimir el gas natural g) Iniciar el proceso de gas gas natural Fig. perfil de presiones del sistema de producción
Fuente: flujo Multifásico en la industria petrolera , 1996, Venezuela PDVSA
Para lograr cumplir con esta funciones , la estaciones de flujo cuentan con los siguientes equipos básicos:
Líneas de flujo (línea de recolección).- tubería que transporta el fluido desde el cabezal de pozo hasta el múltiple de producción.
Múltiple de producción: conjunto de válvulas y tuberías donde llegan las líneas de flujo provenientes de los pozos, recolectando de esta forma los fluidos producidos. Cada tubería de flujo está conectada al múltiple por una válvula de control de flujo. También posee una válvula para tomar muestras de crudo y una de retención. El múltiple permite desviar la producción de un pozo hacia el separador de prueba , y
de esta manera poder determinar el caudal
del liquido y de gas que está asociado a dicho pozo.
Válvula multipuerto (VMP): la válvula multipuerto cosiste en un cuerpo solido con ocho entradas y dos salidas, donde una de las salidas es para la producción y la otra para la prueba. Con esta configuración se puede recibir hasta siete líneas de flujo de pozos relativamente cercanos , y poder tenerlos fluyendo simultáneamente por el cabezal de producción, manteniendo libre la línea de prueba . De
esta
manera
conectada,
y
usando
su
sistema
de
selección
y
posicionamiento se puede alinear individualmente cada una de las entradas con la salida de prueba mientras que las otras seis entradas combinan su flujo por la salida de producción.
Separador: la función fundamental es separar el componente deseado del fluido (crudo, gas, agua y contaminantes ) procedente del múltiple de recolección, lo más completo posible.
Depurador de gas: la función de un depurador de gas es remover pequeñas cantidades de líquido de una mezcla gaseosa. Su diseño se fundamenta en la primera sección de separación, donde predominan elementos de impacto para remover partículas liquidas. El líquido puede estar íntimamente mezclado con el gas o en forma libre.
Tanques de estabilización de crudo: son recipientes diseñados para almacenar los productos de alta volatilidad que no pueden ser almacenados en tanques de alta presión atmosférica. Los tanques para
almacenamiento de
crudo pueden ser construidos en dos estilos básicos techo cónico y techo flotante.
Medidores de flujo: medición del volumen de gas es bien complicada debido a que debe ser determinado durante su flujo atraves de la línea. Para ello existen varios métodos y el más usado es el medidor de placa orificio. Bombas y/o compresores: son equipos que trasfieren energía a un líquido y/o gas para que fluya a través de ductos o canales.
2.1 Sistema de recolección.-
Este sistema es el encargado de conducir los fluidos de producción desde los pozos hasta un punto de acopio.Este sistema está compuesto por líneas de recolección de la producción múltiples, accesorios, válvulas y demás elementos para interconectar los arboles de producción de los pozos con las baterías de recolección y tratamiento de fluidos .
2.1.1 Esquemas de recolección
Individual Cada pozo tiene línea de flujo individual hasta la estación de recolección y en el múltiple se dirige el flujo al colector correspondiente.
Fig. Esquema de recolección individual (pozo- planta) Fuente: esquemas de recolección, PDVSA, Venezuela
Colectores Existen líneas colectoras que reciben los flujos de los pozos a lo largo del trazado y llegan directamente a los separadores de la estación
Fig. Esquema de recolección con colectores (pozos-colector-planta) Fuente: sistemas de recolección PDVSA, Venezuela
Combinados en este caso, existen líneas de flujo de algunos pozos que llegan directamente a la estación y otro se dirigen a colectores
2.2 Líneas de recolección
Corresponde a la tubería que transporta los fluidos desde el pozo hasta la facilidad de producción, el objetivo principal es que llegue de cada pozo al colector y luego a sistemas de tratamiento, separadores, tanques, etc. Están pueden ser fabricadas de acero al carbono. Hierro, PVC o fibra de vidrio.
1.- longitud.- la longitud de la línea de flujo para un pozo productor hasta la batería está en función de los siguientes parámetros:
Localización de batería o facilidad
Espaciamiento entre pozos
Características de los fluidos
Numero de baterías del campo
2.- diámetro.- diseño basado en el flujo Multifásico o monofásico horizontal 3.-
tipos de líneas de flujo.- se pueden construir dos tipos de líneas:
individuales o colectores
2.2.1 Factores de diseño de líneas de recolección.-
Muchos factores influyen en el diseño de líneas de transporte de larga distancia, incluyendo la naturaleza del fluido y el volumen, la longitud de la tubería, tipo de terreno a ser atravesado y restricciones de medio ambiente.
Para obtener óptimos resultados son necesarios estudios de ingeniería para decidir cuál será del diámetro de la tubería tipo de material requerimientos de potencia de compresión o bombeo y la ruta que seguirá la línea Los factores más importantes son :
Propiedades de los fluidos
Condiciones de diseño
Material
Protección
Impacto medio ambiental
Construcción
Múltiples o colectores.- un múltiple de recolección es una unidad o elemento que reúne y centraliza el caudal de todos los pozos cuya producción se va a procesar en la facilidad. Estos ensamblajes están conformados por secciones de tubería, cabezales o colectores, válvulas, tees , codos, válvulas cheks o de retención, dispositivos de medición de presión y temperatura y otros accesorios
Múltiple de líneas individuales.
Múltiple de líneas comunes o colectores.
Múltiple para diferentes presiones.
Fig. Múltiple o colector de campo Fuente: internet, camisea , Perú
Choques- estranguladores ajustables .
El caudal de flujo de casi todos los pozos fluyentes es controlado con un choque en la cabeza de pozo para controlar el caudal de la producción y asegurar la estabilidad del mismo. El choque, es un instrumento de restricción más comúnmente usado para efectuar una variación de presión o reducción del caudal, este dispositivo normalmente se encuentra a la salida del árbol de Surgencia y la línea de descarga.
Los choques, consisten en una pieza de metal en forma cilíndrica y alargada con un pequeño orificio para permitir el paso del fluido, también son los dispositivos de restricciones más comúnmente usados para causar una caída de presión o reducir el caudal de flujo.
Son capaces de causar grandes caídas de presión: un gas que entra en un choque de 5000 Psia y salga a 2000 Psia o menos. Los choques entonces tienen, varias aplicaciones como dispositivos de control en la industria del petróleo y gas. Algunas veces estas aplicaciones pueden ser utilizados para:
Mantener un caudal de flujo permisible en la cabeza de pozo
Controlar el caudal de la producción
Proteger los equipos de la superficie
Correlaciones de flujo Multifásico en tuberías horizontales
El estudio del flujo Multifásico s un intento por entender el comportamiento de las mezclas de multiples fases, enfocados principalmente al cálculo de la caída de presión en la tubería. El problema del flujo horizontal para el diseño de tuberías es la predicción de las caídas de presión
Punto de burbuja.- el flujo de burbujas se caracteriza por una distribución uniforme de la fase gaseosa así como la presencia de burbujas discretas en una fase liquida continua. El régimen de flujo de burbujas se divide en flujo burbujeante y dispersas el flujo burbujeante ocurre
a tasas de flujo
relativamente bajas y se caracteriza por el deslizamiento entre fases de gas y liquido. El flujo de burbujas dispersas ocurre a tasas de flujo altas, moviéndose las burbujas de gas a lo largo de la parte superior de la tubería donde la fase continua es el líquido que transporta las burbujas.
Flujo de tapón de gas.- se caracteriza por que exhibe una serie de unidades de tapón, cada uno compuesto de un depósito de gas llamado burbujas de Taylor y una cubierta de liquido alrededor de la burbuja . Los tapones van incrementando su tamaño hasta
cubrir toda la sección transversal de la
tubería.
Flujo estratificado: el gas se mueve en la parte superior de la tubería, y el líquido en la parte inferior, con una interface continua lisa.
Flujo transitorio.- en este tipo de patrón en el flujo existen cambios continuos de la fase liquida a la fase gaseosa. Las burbujas de gas pueden unirse entre si y el liquido puede entrar en la burbujas. Aunque los efectos de la fase liquida son importantes, el defecto de la fase gaseosa predomina sobre la fase liquida.
Flujo ondulante es parecido al anterior, pro en este caso se rompe la continuidad de la interface por ondulaciones en la superficie del líquido.
Flujo de tapón de líquido.- en este caso las crestas de las ondulaciones pueden llegar hasta la parte superior de la tubería en la superficie del líquido
Flujo anular se caracteriza por la continuidad en la dirección axial del núcleo y la fase gaseosa. El liquido fluye hacia arriba de una película delgada alrededor de una película de gas mojando las paredes de la tubería. Además, una película de liquido cubre las paredes de la tubería y el gas fluye por el interior, llevando las partículas de liquido en suspensión.
Flujo de niebla o rocío.- el liquido está completamente disuelto en el gas, es decir, la fase continua es el gas y lleva en suspensión las gotas de liquido.
En la explotación, es el conjunto de facilidades donde se recibe, mide, segrega, trata, acumula y bombea o comprime fluidos provenientes de un grupo de pozos.
Prueba de unn separador La prueba de separador es una prueba PVT que se realiza para conocer las propiedades de los fluidos del yacimiento. Esta prueba consiste en una prueba de liberación instantánea que se realiza en un separador para cuantificar el efecto de las condiciones de separación sobre las propiedades del crudo. Procedimiento:
Fig.1
1. 2. 3. 4.
Se toma una muestra de los líquidos del yacimiento y se colocan en una celda. En la celda se simulan las condiciones de temperatura y presión de burbuja. El líquido es liberado en dos etapas de separaci ón como se muestra en la Fig.1. La presión de la celda es mantenida en la presión de burbujeo.
La condiciones del laboratorio se colocan usualmente a condiciones similares a las del campo, el tanque de almacenamiento estará siempre a presión atmosférica, pero la presión del separador sera seleccionada por el operador. El factor volumétrico de formación del petróleo (Bg) se puede calcular con la siguiente fórmula:
Fig.2 Además la relación gas-petróleo en solución.(Rs) puede ser calculado a partir de la siguiente ecuación:
Fig.3 De esta prueba PVT se pueden obtener los siguientes datos:
Factor volumétrico de formación del petróleo (Bg). Gravedad especifica del gas en el tanque y en el separador(Ɣg). Grados API del crudo en el tanque. Relación gas-petróleo en solución.(Rs).
Composición del gas separado.
