Sistema General de Recolección de Crudo y Gas y Arbolito de Producción

Facilidades de superficie

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA “UDABOL” FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEO

PRODUCCION PETROLERA “Facilidades de superficie” ING. ALBERTO ESCALANTE ESTUDIANTE: RONALD FERNADEZ PEREDO GRUPO: A SANTA CRUZ- BOLIVIA

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1.

INTRODUCCIÓN........................................................................................4

2.

SISTEMA GENERAL DE RECOLECCIÓN DE CRUDO Y GAS Y ARBOLITO DE NAVIDAD. 4 2.1. 2.2. 2.3. 2.4. 2.5. 2.6. 2.7. 2.8. 2.9. 2.10.

3.

FUNDAMENTOS DE SEPARACIÓN DE FLUIDOS...............................................11 3.1. 3.2. 3.3. 3.4. 3.5. 3.6. 3.7.

4.

INTRODUCCIÓN.................................................................................................... 29 CARACTERÍSTICAS............................................................................................... 30 NORMAS DE SEGURIDAD........................................................................................31 OPERACIONES PARA ALMACENAJE EN EL TANQUE.......................................................31 ALMACENAMIENTO DEL PETRÓLEO...........................................................................32 CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO...............................................32 ALMACENAMIENTO DE LIQUIDOS..............................................................................33 ALMACENAMIENTO DE GASES.................................................................................34

FUNDAMENTOS DE BOMBAS.....................................................................36 6.1. 6.2. 6.3.

7.

EMULSIÓN.......................................................................................................... 25 EMULSIONES EN LA INDUSTRIA PETROLERA...............................................................25 CLASIFICACION DE LAS EMULSIONES........................................................................26 TIEMPOS DE RETENCIÓN PARA LA RESOLUCIÓN...........................................................26 PROPIEDADES DE LAS EMULSIONES..........................................................................27 INSTALACIONES PARA EL TRATAMIENTO DE CRUDO......................................................27 TRATADORES ELÉCTRICOS.....................................................................................28

TANQUES DE ALMACENAMIENTO...............................................................29 5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 5.6. 5.7. 5.8.

6.

FUNCIONES QUE DEBE CUMPLIR UN SEPARADOR.........................................................11 CLASES DE SEPARADORES.....................................................................................11 CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES.....................................................................12 SECCIONES DE UN SEPARADOR...............................................................................12 ACCESORIOS INTERNOS DE UN SEPARADOR..............................................................14 ACCESORIOS EXTERNOS DE UN SEPARADOR..............................................................19 VÁLVULAS.......................................................................................................... 20

TRATAMIENTO DE CRUDO E INYECCIÓN DE QUÍMICOS....................................25 4.1. 4.2. 4.3. 4.4. 4.5. 4.6. 4.7.

5.

ESTACIONES DE RECOLECCIÓN..................................................................................4 COMPONENTES BÁSICOS EN UNA ESTACIÓN DE FLUJO....................................................5 ETAPA DE RECOLECCIÓN.........................................................................................7 ETAPA DE SEPARACIÓN...........................................................................................7 ETAPA DE DEPURACIÓN........................................................................................... 7 ETAPA DE MEDICIÓN DE PETRÓLEO.............................................................................8 ETAPA DE CALENTAMIENTO......................................................................................8 ETAPA DE DESHIDRATACIÓN DEL PETRÓLEO.................................................................8 ETAPA DE BOMBEO................................................................................................8 ESQUEMA DE ARBOLITO DE PRODUCCION.................................................................9

DEFINICIÓN......................................................................................................... 36 CLASIFICACIÓN.................................................................................................... 37 DESCRIPCIÓN...................................................................................................... 38

MEDICIÓN Y FISCALIZACIÓN DE CRUDO.......................................................43 7.1. 7.2.

OBJETIVO........................................................................................................... 43 MEDICIÓN ESTÁTICA............................................................................................. 43

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Facilidades de superficie MEDICIÓN DINÁMICA............................................................................................. 44 RAZONES PARA LA MEDICIÓN DINAMICA....................................................................45

7.3. 7.4. 8.

TRATAMIENTO Y COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL........................................45 GAS NATURAL..................................................................................................... 45 COMPOSICIÓN TÍPICA DEL GAS NATURAL...................................................................46 CLASIFICACIÓN POR COMPOSICIÓN..........................................................................46

8.1. 8.2. 8.3. 9.

FUNDAMENTOS DE LA COMPRESIÓN DEL GAS NATURAL.................................48 DEFINICIÓN......................................................................................................... 48 TIPOS DE COMPRESORES.......................................................................................49

9.1. 9.2. 10.

SISTEMA DE TRANSPORTE POR DUCTOS..................................................51

10.1. 10.2. 10.3. 11.

GASODUCTO.................................................................................................... 51 OLEODUCTOS.................................................................................................. 52 NORMATIVAS APLICABLES...................................................................................52

CONCLUSIONES..................................................................................54

FACILIDADES DE SUPERFICIE 3

Facilidades de superficie 1. Introducción El crudo producido por la Operadoras de Campos Petroleros debe ser entregado limpio (sin contenidos importantes de agua y sedimentos), en las descarga de las Estaciones de Flujo, y por esto debe ser tratado y deshidratado antes de ser entregado a Petrolera Nacional. La deshidratación del crudo sucio y la entrega del crudo limpio a la Petrolera Venezolana son centralizadas en las Estaciones de Flujo.

2. Sistema general de recolección de crudo y gas y arbolito de navidad 2.1. Estaciones de recolección El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones de producción petrolera consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres componentes básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior tratamiento de los hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de ellos (petróleo y gas). El proceso de tratamiento en la estación se realiza mediante una serie de subprocesos; entre ellos tenemos separación, deshidratación almacenamiento y bombeo. Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de producción, el cual está formado por uno o varios cabezales de producción y otro de prueba. El cabezal de prueba es utilizado para aislar individualmente la producción de un pozo con el objeto de evaluarlo. Una vez recolectado en el tubo múltiple, el crudo se envía a la etapa de separación donde se retiene un nivel de líquido específico por un tiempo determinado bajo condiciones controladas de presión y temperatura, esto con el objeto de separar los hidrocarburos más livianos de los más pesados. Al salir de esta etapa el crudo va a deshidratación, donde el sistema de calentadores eleva su temperatura de entrada bajo un proceso de transferencia de calor, esto con el fin de lograr una separación más efectiva entre el petróleo y el agua. Al avanzar por el sistema el crudo llega al patio de tanques donde pasa inicialmente a un tanque de separación de petróleo y agua, conocido como tanque de lavado, y de allí pasa a los tanques de almacenamiento. En los sistemas de baja presión (alrededor de 70 lpc) el gas proveniente de las estaciones de flujo se suministra a la succión de las estaciones compresoras o 4

Facilidades de superficie también se suple como combustible. Cuando el gas proveniente de los separadores posee altas presiones (por ejemplo 1000 lpc) se puede suministrar directamente a las instalaciones de gas para levantamiento artificial o a las instalaciones para la inyección de gas a yacimientos. La ubicación deseable de los centros de recolección y almacenamiento debe considerar prioritariamente:  El volumen de fluidos que se producen.  Las características de los pozos y las distancias que los separan.  Los programas de desarrollo. El factor económico es esencial en la selección y ubicación de las estaciones de flujo. A medida que un campo se desarrolla, se hace necesario construir nuevos centros de recolección.

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

Múltiples o recolectores de entrada. Líneas de flujo. Separadores de petróleo y gas. Calentadores y/o calderas. Tanques. Bombas.

Generalmente, las estaciones de flujo están diseñadas para cumplir un mismo fin o propósito, por tal razón, los equipos que la conforman son muy similares en cuanto a forma, tamaño y funcionamiento operacional. Sin embargo, las estructuras de éstas y la disposición de los equipos varían entre una filial y otra. Múltiples o recolectores de entrada. Son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que consisten generalmente en varios tubos colocados en posición horizontal, paralelos uno con respecto al otro y conectados a cada una de las líneas de flujo. Su función es recolectar la producción de los pozos que llegan a las estaciones de flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los arreglos de válvulas, conexiones y tuberías deben ser de manera tal que, cuando sea requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado para propósitos de prueba de pozos. Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado a un separador de prueba,

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Facilidades de superficie para segregar y medir petróleo o productos de destilación, producción de gas y en algunos casos producción de agua. Tubo múltiple Básico El flujo entrante arriba a una válvula de choque ajustable (block valve) con entrada abierta en el punto A y a través de válvula de retención (checkvalve) en el punto B. Para la rutina de producción, la válvula de choque en el cabezal (punto D) es cerrada y la producción se mezcla con la de otros pozos a través de una válvula del cabezal (punto C) abierta fluyendo por la línea de flujo hacia el separador principal. Para desviar este pozo hacia el separador de prueba, la válvula del punto C es cerrada y la válvula en el punto D es abierta. Para reparar cualquier parte del múltiple, la válvula de bloqueo en el punto A debe ser cerrada. La válvula B previene que no haya reflujo desde cualquier otro pozo de presión mayor que entre a la línea de flujo principal o común hacia este pozo. La unión en el punto E proporciona conexiones rápidas de líneas de desvío en caso de que la línea del pozo necesite remoción de parafina o expulsar arena y sedimentos. La figura 1.3 muestra solo una parte del múltiple para un pozo. Tantos pozos como se desee pueden ser añadidos por unidades idénticas de conexión a las uniones de salida en los puntos F y G. En algunas áreas costa afuera, las líneas de flujo y tubos múltiples para superar la presión de estrangulamiento deben llevarse a la presión máxima del pozo y los mismos deben ser diseñados para eso. Líneas de flujo. Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde el cabezal de un pozo hasta el múltiple de producción de su correspondiente estación de flujo. Las líneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en forma bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergencia denominado múltiple. Cada múltiple esta conformado por secciones tubulares, cuya capacidad y tamaño dependen del número de secciones tubulares. Son fabricados en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones de flujo del sistema. En el diseño de las líneas de flujo se calculan principalmente lo siguiente:  La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula usando modelos multifásicos.  Los espesores óptimos del tipo de material a usar considerando las presiones de trabajo.  Los sistemas de limpieza y de mantenimiento.  Los sistemas de protección. 6

Facilidades de superficie  Los sistemas de anclaje.

2.3. 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.

2.4. 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.

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

2.6. Etapa de medición de petróleo El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de cada pozo. La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el dimensionamiento de las bombas. Algunas de las decisiones más importantes de la compañía están basadas en las los análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la información de la prueba de pozos. 7

Facilidades de superficie 2.7. Etapa de Calentamiento Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va al calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando la separación de la emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente en las estaciones en tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que están costa fuera (mar, lago, etc.), y para petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho.

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

2.9. 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.

2.10. Esquema de arbolito de produccion

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Facilidades de superficie Partes de un arbolito

Adaptador Es una herramienta usada para unir conexiones de diferentes dimensiones. Puede conectar dos bridas de diferente tamaño o una brida con una pieza roscada. Estranguladores Superficiales a) Estrangulador Positivo. Están diseñados de tal forma que los orificios van alojados en un receptáculo fijo (porta-estrangulador), del que deben ser extraídos para cambiar su diámetro. Las marcas más conocidas son: EPN, FIP, Cameron, y los hechizos que se fabrican en los talleres de máquinas y herramientas. El uso en la industria es amplio por su bajo costo y fácil aplicación. b) Estrangulador ajustable. En este tipo, se puede modificar el diámetro del orificio, sin retirarlo del portaestrangulador que lo contiene, mediante un dispositivo mecánico tipo revólver. Una variante de este tipo de estranguladores, es la llamada válvula de orificio múltiple. Tiene un principio de operación bastante sencillo, puesto que el simple desplazamiento de los orificios del elemento principal equivale a un nuevo diámetro de orificio, y este desplazamiento se logra con el giro de un mecanismo operado manual o automáticamente y de fácil ajuste. Dependiendo del tipo de

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Facilidades de superficie estrangulador, se disponen con extremos roscados o con bridas y con presiones de trabajo entre 1500 y 15000 lb/pg2 . La válvula maestra Es la que controla todo el sistema con capacidad suficiente para soportar las presiones máximas del pozo. Debe ser del tipo de apertura máxima, con un claro (paso) igual o mayor al diámetro interior de la TP; para permitir el paso de diferentes herramientas, tales como los empacadores, pistolas para disparos de producción, etc. En pozos de alta presión se usan dos válvulas maestras conectadas en serie. A continuación de la válvula maestra se encuentra la conexión en cruz que sirve para bifurcar el flujo a los lados, provista de válvulas para su operación. A cada lado de la conexión están las válvulas laterales. Estas pueden ser del tipo de apertura restringida, con un diámetro nominal un poco menor al de la válvula maestra, sin que esto cause una caída de presión apreciable. La válvula superior Se localiza en la parte superior y sirve para controlar el registro de presiones leyéndose, cuando sea necesario, la presión de pozo cerrado y la de flujo a boca de pozo. Asimismo, la válvula superior sirve para efectuar operaciones posteriores a la terminación, tales como: desparafinamiento, registro de presiones de fondo fluyendo y cerrado, disparos, etc. En operaciones que no se requiere interrumpir el flujo, se cierra la válvula y se coloca un lubricador para trabajar con presión; introduciendo en el cuerpo de éste las herramientas necesarias abriendo la válvula porta manómetro para permitir su paso. Las conexiones en rosca de las válvulas del árbol se usan para presiones máximas de 345 bares (4,992 lb/pg2 ), mientras que las conexiones en brida no tienen límite en cuanto a presión (recordando que la máxima presión de trabajo establecida por el API es de 1035 bares (14,796 lb/pg2 ). Las conexiones se requieren que tengan un cierre perfecto. La toma de muestras en el árbol de válvulas generalmente se encuentra después del niple porta estrangulador. Esta consiste en una reducción (botella) de 2 a 1/2 pulgada, válvula de compuerta y una boquilla. Es importante que al efectuar la toma de muestras la válvula de 1/2” se abra un lapso moderado con el propósito de limpiar la trampa que se forma en la reducción de 2 a 1/2”. En el árbol de válvulas (navidad) también se encuentra el porta-estrangulador, estrangulador, la válvula de contrapresión y la válvula de seguridad. Colgador de tubería de producción Se usa para proporcionar un sello entre la TP y el cabezal de la TP. Se coloca alrededor de la tubería de producción, se introduce en el nido y puede asegurarse 10

Facilidades de superficie por medio del candado del colgador. El peso de la tubería puede soportarse temporalmente con el colgador, pero el soporte permanente se proporciona roscando el extremo de la tubería con la brida adaptadora que se coloca en la parte superior del cabezal. Entonces el colgador actúa únicamente como sello.

3. Fundamentos de separación de fluidos 3.1. Funciones que debe cumplir un separador Las funciones que debe cumplir un separador son:  Hacer una primera separación de fases entre los hidrocarburos de la mezcla.  Cuando el proceso de separación ocurre entre la fase gaseosa y líquida, la función del separador será: Refinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase gaseosa, y partículas del gas atrapadas en la fase líquida.  Liberar parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la líquida.  Descargar por separado la fase líquida y gaseosa, que salen del separador, con el objetivo de evitar que se vuelvan a mezclar, lo que haría que el proceso de separación sea de una baja eficiencia.

3.2. Clases de separadores Las clases de separadores son: Separadores Bifásicos Estos separadores, tiene como principal objetivo separar fluidos bifásicos, tales como Gas y Petróleo, Agua y Petróleo. Separadores trifásicos Se diseñan para separar tres fases, constituidas por el gas y las dos fases de los líquidos inmiscibles (agua y petróleo), es decir, separar los componentes de los fluidos que se producen en un pozo petrolero.

3.3. Clasificación de los separadores Se clasifican en: 11


Números de faces a separar  Separadores Bifásicos.  Separadores Trifásicos.  Separadores Tetrafásicos. Forma geométrica  Separadores Verticales  Separadores Horizontales  Separadores Esférico. Ubicación       

Separadores de Entrada, Separadores en Serie, Paralelo Separadores Tipo Filtro, Tipo Tanque de Venteo (Flash), Tipo Centrífugo, Separadores Tipo Depuradores Separadores de goteo en línea Torre de Destilación

Presión de operación  Separadores de alta presión  Separadores de media presión  Separadores de baja presión

3.4. Secciones de un separador

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Sección primaria Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-gas. La separación en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo. El cambio en la cantidad de movimiento de las fases a la entrada del separador genera la separación gruesa de las fases. Esta zona incluye las boquillas de entrada y los ditamentos de entrada, tales como deflectores ó distribuidores.

Sección secundaria Está representada por la etapa de separación máxima de líquido por efecto de gravedad. En esta sección las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la turbulencia del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente longitud.

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Facilidades de superficie En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aún más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies colectoras de gotas de líquido. La eficiencia de separación en esta sección, depende principalmente de las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de lasgotas de líquido suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia. Sección de extracción de niebla En esta parte del separador se utilizan el efecto de choque y/o la fuerza centrífuga como mecanismos de separación. Mediante estos mecanismos se logra que las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman gotas más grandes, que se drenan a través de un conducto a la sección de acumulación de líquidos o bien caen contra la corriente de gas a la sección de separación primaria. El dispositivo utilizado en esta sección, conocido como extractor de niebla, está constituido generalmente por un conjunto de veletas o aspas; por alambre entretejido, o por tubos ciclónicos.

3.5.

Accesorios internos de un separador

Deflectores Los deflectores tienen una gran variedad de formas; pueden ser de placa, ángulo, cono, codo de 90? , o semiesfera. El diseño y forma del deflector depende principalmente del soporte requerido para resistir la carga de impacto a la cual es 14

Facilidades de superficie sometido. Estas fuerzas de impacto pueden llegar a desprender el elemento y ocasionar serios problemas de arrastre. Para efectos prácticos, el tipo de deflector a usar (cuando no se empleen distribuidores) es el codo de 90

Distribuidores de entrada Los distribuidores son aditamentos de tubería internamente colocados perpendicularmente a la boquilla de entrada, los cuales tienen ranuras u orificios, por los cuales salen las dos fases a una baja velocidad. Estos aparatos, además, ayudan a una distribución pareja de las fases en el área disponible de flujo, que favorece la separación de las mismas.

Ciclones Los ciclones funcionan de forma que la separación mecánica se efectúa por la fuerza centrífuga que actúa sobre las partículas al provocar el movimiento giratorio sobre la corriente de alimentación. Para lograr este efecto se coloca una chimenea ciclónica cerca de la boquilla de alimentación. Esta chimenea produce una alta velocidad y una gran caída de presión.

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Facilidades de superficie Estos dispositivos producen la separación debido a un cambio en la cantidad angular de movimiento de la corriente bifásica. Estos elementos tienen forma de ciclón, es decir, un cilindro hueco con aberturas que permiten la entrada de la corriente en forma tangencial. El gas gira en torno al eje del cilindro y abandona la parte superior, mientras que las partículas líquidas por efecto de la diferencia de densidades salen desprendidas de la corriente la fuerza centrífuga aplicada sobre ellas debido a la rotación, golpeando las paredes del elemento y goteando por la parte inferior. Su principal uso se limita a corrientes formadas básicamente por gas o cuando la diferencia de densidad relativa entre las fases es pequeña. Un aspecto importante respecto a estos eliminadores es que la eficiencia de separación depende mucho de la velocidad del gas y por lo tanto del caudal manejado. Cuando este cae por debajo de los valores recomendados por el fabricante, la eficiencia de separación disminuye drásticamente, por esta razón no son recomendados cuando el flujo de alimentación es variable, como por ejemplo en los separadores de estaciones de flujo. Por otra parte, cuando la velocidad es muy alta se produce abrasión y desgaste excesivo, obligando al cambio frecuente del mismo y generando caídas de presión de hasta 140 pulg de agua. Eliminador de niebla tipo malla (“mallas”) Descrito en general como “demister” ó “Malla de Alambre”, consiste en un filtro trenzado de alambre, normalmente de acero inoxidable empacado en forma de esponja cilíndrica, con un espesor entre 3 y 7 pulgadas y densidad entre 10 y 12 lb/pie3. Este elemento retiene las partículas líquidas hasta que adquieren un tamaño suficientemente grande como para que el peso supere tanto la tensión superficial como la acción de arrastre producida por el gas. Posee una de las más altas eficiencias de remoción y es preferido debido a su bajo costo de instalación. Estos eliminadores tienen la ventaja de que producen una baja caída de presión, y son altamente efectivos si la velocidad del vapor puede mantenerse dentro de un rango apropiado.

Eliminador de niebla tipo aleta Los eliminadores tipo aleta consisten en un laberinto formado por láminas de metal colocadas paralelamente, con una series de bolsillos recolectores de líquido. 16

Facilidades de superficie El gas es conducido entre las placas, sometido a sucesivos cambios de dirección, mientras que las partículas líquidas tienden a seguir en línea recta y son atrapadas en los bolsillos del eliminador. Una vez allí, coalescen y son conducidas en dirección perpendicular al flujo de gas hasta el fondo del recipiente. Una característica de este elemento es que el líquido recolectado no es drenado en contracorriente al flujo de gas; en consecuencia la eficiencia de separación con respecto al eliminador tipo malla aumenta considerablemente. Las ventajas de este eliminador son su alta eficiencia y durabilidad. Adicionalmente, debido a que se construyen en forma compacta no son propensos a desarmarse. Las desventajas son su susceptibilidad a taponarse cuando manejan crudos parafinosos o asfalténicos, además su alto costo en relación a los otros tipos de eliminadores.

Rompe – vórtices Cuando un líquido es drenado de un recipiente, se pueden producir condiciones que originen la formación de un remolino. Este efecto en separadores ocasiona el escape de la fase de vapor por la boquilla de desalojo de líquido, lo cual es indeseable sobre todo desde el punto de vista de seguridad. Para solventar este problema es usual dotar a los recipientes de elementos que obstruyan o dificulten la formación de remolinos.

Placas rompe – espumas

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Facilidades de superficie Consiste en una serie de placas paralelas longitudinales direccionadoras del flujo, colocadas en la zona de retención de líquidos de los separadores Horizontales. Estas placas evitan que las burbujas de gas que ascienden a través del líquido colapsen y produzcan la agitación necesaria para formar la espuma.

Rompe – olas Cuando se tienen separadores horizontales muy largos, se debe evitar la propagación de las ondulaciones y los cambios de nivel en dirección longitudinal que son producidos por la entrada súbita de tapones de líquido dentro del separador. Para eliminar dichas ondulaciones es usual colocar placas en sentido transversal al separador, conocidas como rompe–olas. Dichas placas son de gran utilidad para las labores de control de nivel, evitando medidas erróneas producto del oleaje interno.

Tuberías internas Cuando se manejan crudos y productos sucios, es recomendable adecuar tanto el separador horizontal como el vertical, con un sistema interno de tuberías que permitan la inyección de agua, vapor o solventes para eliminar las impurezas que se depositan en el equipo durante su operación o para desplazar a los hidrocarburos antes de proceder a la apertura del recipiente, por lo cual estos equipos son muy útiles cuando se efectúan paradas por mantenimiento.

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3.6.

Accesorios externos de un separador

Los accesorios externos de un separador son los que controlan la salida y entrada de los fluidos en sus distintas fases, algunos de esos dispositivos son: Válvulas de control de sobre presión Van colocadas en la tubería de salida de gas del separador y controlan la presión del separador Válvulas de control de líquido Son válvulas que están ubicadas en la descarga de líquidos y son reguladas mediante un control de nivel de líquido Válvulas de seguridad y alivio Son válvulas que se calibran a la máxima presión de operación y sirven para proteger la integridad física del equipo contra presiones excesivas, en el caso de existir alguna obstrucción en las salidas o un aumento anormal en el caudal de entrada. Otros accesorios Instrumentos de medición como manómetros y visores de nivel y controladores de nivel del líquido. 3.7.

Válvulas 19


De compuerta api 600 Cumple con los requerimientos de espesor de pared API 600,trabajo pesado, mayor tolerancia a la corrosión, amplia variedad, asientos de cara dura, paso total o puerto convencional.

De compuerta api 602 Las Válvulas de Compuerta Forjadas API 602 son de puente y eje exterior, bonete atornillado (de sello a presión para presiones muy altas), de paso convencional, y cuña sólida cónica. Estas válvulas se fabrican en serie siendo algunas de sus partes intercambiables a otros modelos de válvulas permitiendo así una gran flexibilidad de montaje. Son bidireccionales y de fácil operación, siendo de gran utilización en la industria de energía, procesos y petróleo. Su accionamiento estándar es por volante. Aplicación general: Vapor, agua, gas y aceite.

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De compuerta api 6d Las Válvulas de Compuerta API 6D S90 son de paso total con cuña flexible la cual proporciona una flexión a las superficies de cierre de la compuerta. Los dos asientos inclinados permiten un cierre estanco incluso contra altas presiones. Las válvulas S90 se fabrican en serie siendo algunas de sus partes intercambiables a otros modelos de válvulas permitiendo así una gran flexibilidad de montaje. Las Válvulas de Compuerta son bidireccionales y de fácil operación.

Mariposa Una válvula de mariposa es un dispositivo para interrumpir o regular el flujo de un fluido en un conducto, aumentando o reduciendo la sección de paso mediante una 21

Facilidades de superficie placa, denominada «mariposa», que gira sobre un eje. Al disminuir el área de paso, aumenta la pérdida de carga local en la válvula, reduciendo el flujo Son utilizadas en conductos de aire, tuberías para líquidos y en aplicaciones mecánicas, como en algunos tipos de motores térmicos.

Macho lubricado Están dirigidas principalmente, pero no limitado a industrias de gas y petróleo, papel y pulpa, agua y drenaje, refinerías, química y construcciones. Son usadas para prevenir fugas internas.

Macho no lubricado Este tipo de válvula, está diseñada para servicios químicos más corrosivos y difíciles, cuando un cierre hermético es una necesidad absoluta. Da respuesta a las necesidades de su válvula de un cuarto de vuelta resistente a la corrosión, tanto si se utilizan de encendido / apagado o modulada.

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Bola flotante Este tipo de válvulas están destinadas principalmente para servicios de petróleo y gas, la industria de la construcción, procesos químicos y petroquímicos, entre otros. Estas válvulas proporcionan un cierre rápido con una baja caída de presión de fluido a que la Bola rota 90° para su cierre y el efecto de la turbulencia es mínimo.

Globo Son las válvulas diseñadas para controlar flujo, utilizadas en procesos donde la presión, temperatura y/o el nivel de un líquido deben mantenerse en valores preestablecidos. Estas válvulas pueden ser de dos tipos: de asiento simple y de asiento doble. Las de asiento simple son generalmente utilizadas cuando se requiere un sello hermético y tamaño menor o igual a dos (2) pulgadas. Las válvulas de globo de asiento doble, normalmente son suministradas en tamaños mayores de 2″. Su principal ventaja radica en que la fuerza requerida por el 23

Facilidades de superficie actuador es menor que en las de asiento simple, debido a que las fuerzas originadas por la presión del fluido sobre cada uno de los tapones tiende a cancelarse.

Retención columpio Las válvulas de retención tipo columpio operan en respuesta a un flujo de corriente de cierto fluido, abriendo un disco basculante. A medida que la corriente del flujo disminuye de velocidad y retorna, el disco responde con un movimiento basculante hasta la posición de cierre. Un movimiento súbito en reversa a la dirección del flujo puede resultar en una condición de cierre violento realizada por el disco al cerrarse. La función del mecanismo de Contrapeso es de anticipar el cierre del disco a medida que la corriente del fluido empiece a volverse lenta, de modo que se encuentre casi cerrada al momento de que la inversión del flujo tome lugar, eliminando de ese modo el cierre violento del disco.

Retención pistón check Las válvulas de retención, conocidas como válvulas check, están diseñadas para prevenir la inversión del flujo. En una válvula de retención, el elemento de cierre es activado por su propio peso o por el cambio de dirección de flujo. Este elemento de cierre puede ser una bola, un disco o un pistón. Los tipos más comunes son: de giro, de disco inclinado, de plato simple, de plato doble y de levantamiento. La selección de un tipo particular depende esencialmente de los requerimientos de servicio y disponibilidad. 24


4. Tratamiento de crudo e inyección de químicos 4.1. Emulsión Es una sistema heterogéneo formado por dos líquidos inmiscibles, uno de los cuales se encuentra disperso en otro en forma de pequeñas gotas, cuyos diámetros exceden de 0,1μm., estabilizadas por cargas eléctricas y agentes emulsificantes como productos tensoactivos, sólidos finamente divididos; etc.”

4.2. Emulsiones en la industria petrolera El agua salada se encuentra asociada al petróleo en la fm. Geológica de donde es extraído. El agua producida varía en la cantidad de sales que contienen en solución, algunas tienen densidades mayores de 1,20 gr./cm 3 y los iones que usualmente poseen en su composición son : Na+, Ca++, Mg ++, Cl-, HCO3-, SO4— La coproducción de agua y petróleo por algún proceso de recuperación puede formar mezclas o emulsiones las cuales son difíciles de separar. Se necesitan dos requerimientos principales para que las mezclas de crudo-agua puedan formarse con algún tipo de estabilidad: 1) Energía para el mezclado. 2) Agentes emulsificantes o surfactantes para prevenir la coalescencia de las gotas dispersadas. El petróleo tiene agentes emulsionantes naturales como: Asfáltenos, Resinas, Parafinas, compuestos nafténicos, porfirinas y sólidos finamente dispersados como arcillas, sedimientos, incrustaciones, productos de corrosión, etc.

4.3. Clasificacion de las emulsiones Según la naturaleza de la fase externa 25

Facilidades de superficie Emulsiones de agua en petróleo (W-O)  Fase dispersa : Agua – Fase continua : Oil  Comprenden el 99% de las emulsiones presentes en el campo.  El porcentaje de agua esta entre el 0 y el 80% y usualmente se encuentra entre 10 y 35%.  Propiedades: conducen pobremente la electricidad , pueden se diluidas con solventes, contienen más crudo, resisten el secado o pérdida de agua, difíciles de deshidratar, menos corrosivas.

EMULSIONES DE PETRÓLEO EN AGUA (O-W)  Fase dispersa: Oil - Fase continua : H2O  El 1% de las emulsiones de la industria petrolera.  Propiedades: Conducen la electricidad; son diluidas con agua, contienen más agua, secan rápidamente, pueden ser deshidratas, son más corrosivas. EMULSIONES MÚLTIPLES (O – W-O)  Son muy complejas.  Se encuentran en áreas de petróleo de alta viscosidad y gravedad específica o el agua es relativamente blanda.

4.4. Tiempos de retención para la resolución El tiempo operativamente conocido como "tiempo de retención, decantación o residencia y demulsificación" puede requerir desde segundos hasta horas y aun días. Existe un "tiempo teórico" que se obtiene de dividir la capacidad del tanque de tratamiento por el caudal y existe también un "tiempo real o efectivo". Esto se debe a que la emulsión (o cualquier otro fluido) sigue un camino de menor resistencia al flujo lo cual resulta en una modificación del tiempo de residencia "teórico". La diferencia entre ambos tiempos depende del diseño interior del equipo de tratamiento, si este es deficiente mayor será la diferencia. Esta variable es la única que el operador de la PTC no puede controlar. El factor de cortocircuito es la corrección a los cálculos por este efecto.

4.5. Propiedades de las emulsiones 26

Facilidades de superficie       

Tamaño de la gota. Conductividad eléctrica. Inversión Viscosidad. Estabilidad. Tensión interfacial. Tensión superficial.

4.6. Instalaciones para el tratamiento de crudo Existen diversos métodos para deshidratar crudos, los mas empleados son los dinámicos entre los que se encuentran:    

Tanques lavadores (wash tanks). Calentadores - tratadores (heaters - treaters). Separadores de agua libre (free water knockout). Separadores electrostáticos (electric traters).

LOS TANQUES LAVADORES (WASH TANKS) Un tanque lavador (WT) esta diseñado para "lavar" la emulsión por pasaje, en su carrera ascendente, a través de un colchón acuoso de menor salinidad que la del agua emulsionada. Es además, un tanque atmosférico que permite acelerar la decantación favoreciendo la coalescencia de las gotas de emulsión. Como en los GB existen muchos diseños de WT y, en algunos casos, ambos pueden estar funcionando en uno solo. En un WT la salinidad del colchón de agua debe ser controlada regularmente para que mantenga capacidad de dilución de agua salada. Para ello debe alimentarse con agua dulce. En los tanques lavadores el crudo a tratar ingresa mediante un dispersor, por el fondo del tanque. Un gun barrel puede operar como wash tank. Para el dimensionamiento de un WT debe tenerse en cuenta que la velocidad de ascenso del petróleo debe ser superior a la de sedimentación del agua para que el "lavado" sea eficiente.

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Facilidades de superficie Como ya mencionamos, la temperatura del crudo a tratar es muy importante para lograr la eficiencia del proceso. CALENTADORES - TRATADORES (HEATER TREATER) Un HT combina una sección de calentamiento del crudo a tratar con otra de coalescencia en un mismo equipo. Suelen instalarse aguas debajo de separadores y FWKO, tienen tiempos de residencia de 3 a 5 minutos y son horizontales o verticales. En un HT, vertical por ejemplo, la emulsión ingresa por la parte superior y viaja en caída vertical por un tubo hasta el dispersor que se aloja debajo de la línea del tubo de fuego. La sección inferior obra de FWKO (de pequeño volumen), la emulsión asciende a través de la sección de coalescencia. Por la cabeza se elimina el gas liberado y se encuentra el rebalse de crudo tratado. En HsTs de diseño avanzado se incorpora una sección coalescedora para acelerar el proceso. Un coalescedor es un medio mecánico (mallas o placas) que provoca la asociación entre gotas y su crecimiento dentro de la fase continua. FREE WATER KNOCKOUT (FWKO): Generalmente cilindros horizontales, donde ocurre la separación del agua y el crudo por gravedad. El agua que se separa en menos de 5 minutos, se llama agua libre y no forma parte de la emulsión. Dependiendo de la viscosidad del crudo se utiliza calentamiento adicional en el equipo, pudiendo ser por medio de vapor, electricidad o tubos de fuego con el propio gas del yacimiento.

4.7. Tratadores eléctricos En el año 1908, una tubería para petróleo crudo de u$s 4.000.000 cercana a la U. de California se hizo inoperable por la emulsificación de agua en el petroleo. En esa época el Dr. Cottrel se encontraba desarrollando en la universidad su proceso de precipitación eléctrica de aerosoles (gotas muy finamente dispersas en un gas) con lo que participó del estudio del problema. Resolvió la emulsión aplicando un campo de alto voltaje y esa solución técnica se generalizo. Aunque puede existir cierto predominio de tamaño de gota en una emulsión (distribución gaussiana) el mismo no es uniforme. Entre la simplificaciones que aceptamos al plantear la ecuación de Stokes, existen dos que vale considerar a continuación: 28

Facilidades de superficie 1) Se aplica a partículas de forma esférica. 2) El ejemplo que citamos en tabla Nº2 asumió que sedimentaba un solo tamaño de gota en el tanque. Una mas ajustada aproximación para gotas de agua dispersas en petróleo fue propuesta por Rybczynski - Hadamard:

5.Tanques de almacenamiento 5.1. Introducción Los Tanques de Almacenamiento son estructuras de diversos materiales, por lo general de forma cilíndrica, que son usadas para guardar y/o preservar líquidos o gases a presión ambiente, por lo que en ciertos medios técnicos se les da el calificativo de Tanques de Almacenamiento Atmosféricos. Los tanques de almacenamiento suelen ser usados para almacenar líquidos, y son ampliamente utilizados en las industrias de gases, del petróleo, y química, y principalmente su uso más notable es el dado en lasrefinerías por sus requerimientos para el proceso de almacenamiento, sea temporal o prolongado; de los productos y subproductos que se obtienen de sus actividades. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que:  Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber las variaciones de consumo.  Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de despacharlo por oleoducto o a destilación.  Brindan flexibilidad operativa a las refinerías.  Actúan como punto de referencia en la medición de despachos de producto, y son los únicos aprobados actualmente por aduana.

5.2. Características La diversidad de productos almacenados que es contemplada en la aplicación del código de construcción API2 y códigos relacionados describe aspectos de construcción tales como: 29

Facilidades de superficie Seguridad

 Prevención de evaporación de líquidos con alta evaporación,  Presión de vapor de los líquidos contenidos,  Retención, mantenimiento y disposición final del tanque,

Operación del tanque

    

Dispositivos de protección y prevención de incendios, Válvulas de control de sobrepresión interna, Accesos y escapes de personal del tanque Accesos y escapes de y al techo del tanque para inspección, Protección anticaidas de personal de operación y mantenimiento

Sistemas de protección eléctrica e iluminación

 Iluminación nocturna,  Protección contra rayos y tormentas,  Protección catódica anticorrosion,

Pintura

 Pintura exterior,  Carteles y/o letreros informativos del producto y capacidad, Las características de volumen, especificaciones de acabado, de protección interna contra corrosión y otras más son hechas de acuerdo a las necesidades del usuario final.

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Facilidades de superficie 5.3. Normas de seguridad      

•ASTM •API •NFPA •STI •UL •ULC

American Society for Testing Materials American Petroleum Institute National Fire Protection Association Steel Tank Institute UnderwritersLaboratories Inc. (E.U.A.) UnderwritersLaboratories of Canada

En nuestro país, comúnmente se diseña según normas API que hacen referencia a los materiales fijados por las normas ASTM, y se siguen las normas de seguridad dadas por NFPA. API 650: es la norma que fija la construcción de tanques soldados para el almacenamiento de petróleo. La presión interna a la que pueden llegar a estar sometidos es de 15 psig, y una temperatura máxima de 90 °C. Con estas características, son aptos para almacenar a la mayoría de los productos producidos en una refinería. Hay otras además de esta (API 620, API 12B, etc.) Para productos que deban estar a mayor presión (ej. LPG) hay otras normas que rigen su construcción. En aplicaciones especiales, se utilizan tanques criogénicos (ej. Almacenamiento de gas natural licuado), que se rigen por una norma específica.

5.4. Operaciones para almacenaje en el tanque Conservación de calidad Tanques y sistemas de tuberías totalmente independiente por producto Válvulas del tanque permanentemente cerradas (candado) cuando no están en servicio Análisis de laboratorio al término de la recepción y antes de ser puesto en despacho Control de cantidad Bases de fondos de tanque impermeabilizados para contener cualquier eventual pérdida. Sistemas de tuberías instaladas sobre superficie Conexiones de uso eventual cerradas con bridas ciegas y tapones precintados Inspección diaria y frecuente Control de mermas por evaporación, dentro de límites especificados    

Dispositivo de protección y prevención de incendio. Válvula control de sobrepresión interna. Acceso y escape de personal del tanque. Acceso y escape de del techo del tanque para la inspección.

5.5. Almacenamiento del petróleo 31

Facilidades de superficie Almacenamiento de petróleo y sus derivados. El petróleo y sus derivados requieren de un almacenamiento temporal en todas sus fases, ya sea en las áreas de extracción del crudo, como en los centros de refinación y de distribución de sus derivados. Las etapas de su almacenamiento son: Almacenamiento en el área de extracción. En las áreas de explotación de los yacimientos, el crudo se almacena en grandes depósitos con capacidades de hasta 100000 m3, previo a su traslado de sus refinerías. El almacenamiento del petróleo crudo, se pueden realizar a presión y temperatura ambiente, por tanto, los tanques utilizados para este fin son cilíndrico de fondo plano, techo abovedado, esférico o elipsoidal, y algunas veces flotante, a fin de evitar la acumulación de gases inflamables dentro de los mismos, que pueden o no tener incorporado algún sistema de calefacción. Almacenamiento en los terminales de hidrocarburos. El medio más eficaz y económico para la distribuir productos refinados del petróleo es el depósito-pulmón o terminal de distribución. Estos depósitos suelen estar ubicados cerca de los grandes centros de consumo (ciudades, polígonos industriales, etc.), por lo que deben contar con normas de seguridad al momento de cargar y descargar el producto disminuyendo al mínimo las posibilidades de accidentes y contaminación ambiental.

5.6. Clasificación de los tanques de almacenamiento Se clasifican en: a) Construcción

 Vertical: Techo fijo, techo flotante interior, techo flotante exterior.  Horizontal: Para camiones, cigarros.

b) Uso    

Producción (refinerías) Yacimiento Terminal de despacho Reserva

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Facilidades de superficie c) Producto  Crudo  Naftas  LPG, etc.

5.7. Almacenamiento de liquidos

Tanques atmosféricos: Se empleas aquí el término de "tanque atmosférico" para cualquier depósito diseñado para su utilización dentro de más o menos vanos centenares de pascales (unas cuantas libras por fi cuadrado) de presión atmosférica. Pueden estar abiertos a la atmósfera o cerrados. Por lo común, se obtiene el costo mínimo en una forma cilíndrica vertical y un fondo relativamente plano al nivel del terreno. Tanques elevados: Estos pueden proporcionar un flujo grande cuando se requiere, pero las capacidades de bombeo no tienen que ser de mas de flujo promedio. En esa forma, es posible ahorrar en inversiones de bombas y tuberías. También proporcionan flujo después que fallan las bombas, lo que constituye una consideración importante en los sistemas contra incendios Tanques abiertos: Estos se pueden utilizar para almacenar materiales que no se vean dañados por el agua, el clima o la contaminación atmosférica. De otro modo, se necesitará un tejado, ya sea fijo o flotante. Los tejados fijos suelen ser escalonados o de cúpula. tos tanques grandes tienen tejados escalonados con soportes intermedios. Puesto que las presiones son desdeñables, las principales cargas de diseño son la nieve y el viento. con frecuencia se pueden encontrar los valores que se requieren en los códigos locales de la construcción. Los tanques atmosféricos de tejados fijos requieren ventilas para evitar los cambios de presión que se producirla de otro modo debido a los cambios de temperatura y el retiro o la adición de líquidos.

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Facilidades de superficie Tejados flotantes: Estos deben tener un sello entre el tejado y el cuerpo del tanque Si no se protege mediante un tejado fijo, deben tener drenes para la eliminación del agua y el cuerpo del tanque debe tener una viga contra el viento" , con el fin de evitar las distorsiones. Una industria ha desarrollado una técnica para ajustar los tanques existentes, con tejados flotantes

Tanques a presión. Se pueden construir tanques cilíndricos verticales con tejados escalonados o de cúpula, que funcionan a presiones por encima de varios cientos de pascales (de unas cuantas libras por pie cuadrado); pero que se acercan todavía bastante a la presión atmosférica, según las especificaciones de la norma API 650 La fuerza de la presión que actúa sobre el tejado se trasmite al cuerpo del tanque, que puede tener un peso suficiente para resistirla. Estanques y almacenamiento subterráneo. Los materiales líquidos de bajo costo, si no se dañan debido a las lluvias o a la contaminación atmosférica, se pueden almacenar en estanques.

5.8.

Almacenamiento de gases

El gas se almacena a veces en recipientes dilatables ya sea de tipo de sello seco o sello líquido. Los recipientes de sello líquido son muy conocidos. Tienen un recipiente cilíndrico cerrado en la parte superior y un volumen que varía mediante su ascenso y descenso en un depósito anular, con sello lleno de agua. El tanque sellado se puede escalonar en diversas alturas (hasta cinco). Se han construido tanques sellados en tamaños de hasta 280,000m3(10 x 106 ft3 ).

Los recipientes de sello seco tienen una parte superior rígida a las paredes laterales mediante un diafragma de tela flexible que le permite ascender y descender. No incluye el peso ni los costos de cimentación de los recipientes de sello líquido.

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Algunos gases se disuelven con facilidad en líquidos. En algunos casos en los que las cantidades no son grandes, éste puede construir un procedimiento práctico de almacenamiento algunos de los ejemplos gases que se pueden manejar en esta forma son el amoniaco en agua, el acetileno en acetona y el cloruro de hidrógeno en agua. El empleo o no de este método depende primordialmente de si la utilización final requiere cl estado líquido el anhidro. La presión puede ser atmosférica o elevada. La solución de acetileno en acetona es también un rasgo de seguridad, debido a la inestabilidad del acetileno

Almacenamiento en recipientes a presión, botellas y líneas de tuberías La distinción entre recipientes a presión, botellas y tuberías es arbitraria. Todos ellos se pueden utilizar para el almacenamiento de gases a presión de almacenamiento suele ser casi siempre una instalación permanente.

El almacenamiento de gas a presión no sólo reduce su volumen, sino que en muchos casos, lo licúa a la temperatura ambiente. Algunos de los gases que se encuentran en esta categoría son cl dióxido de carbono, varios gases del petróleo, el cloro, el amoniaco, el dióxido de azufre y algunos tipos de freón. Los tanques a presión se instalan con frecuencia en forma subterránea. El termino botella se aplica por lo común a un recipiente a presión suficientemente pequeño para ser convenientemente portátil. Las botellas van de aproximadamente 57 litros (2ft3) a las cápsulas de C02 de aproximadamente 16.4 ml (1 in3 ). Las cuales son convenientes para cantidades pequeñas de muchos gases, incluyendo aire, hidrógeno, oxigeno, argón, acetileno, freón y gas de petróleo. Algunos son recipientes utilizables una sola vez.

Línea de tuberías.- Una línea de tuberías no es por lo común un depósito de almacenamiento, sin embargo, se ha enterrado tubería en una serie de líneas paralelas y conectadas y utilizando para el almacenamiento. Esto evita la necesidad de proporcionar cimentaciones y la tierra protege a la tubería contra las temperaturas extremas.

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La economía de este tipo de instalaciones sería dudosa si se diseñara para los mismos esfuerzos que un recipiente a presión. También se logra el almacenamiento mediante el incremento de la presión en líneas de tuberías operacionales y, en esa forma, se utiliza el volumen de tuberías como tanque

Almacenamiento Criogénico y a bajas temperaturas Éste tipo se emplea para gases que se licúan a presión a la temperatura atmosférica. En el almacenamiento criogénico, el gas está a la presión atmosférica o cerca de ella y permanece liquido debido a la baja temperatura. También puede funcionar un sistema con una combinación de presión y temperatura reducida. El termino "criogénia" se refiere por lo común a temperaturas por debajo de -101 C0(-1500F). No obstante, algunos gases se licúan entre -1010C(-1500F) y la temperatura ambiente. El principio es el mismo; pero las temperaturas criogénicas crean diferentes problemas con los materiales de construcción y aislamiento El gas licuado se debe mantener en su punto de ebullición o por debajo de él. Es posible utilizar la refrigeración, pero la práctica habitual consiste en enfriamiento por evaporación.

La cantidad de líquido evaporado se minimiza mediante el aislamiento. El vapor se puede descargar a la atmósfera (desecho), comprimirse y volverse a licuar o utilizar.

Para temperaturas muy bajas con aire líquido y sustancias similares, el tanque puede tener paredes dobles con el espacio intermedio evacuado. Como ejemplo se tiene el matraz Dewar, muy conocido, En la actualidad se construyen tanques grandes e incluso líneas de tuberías en esta forma, Una buena alternativa es utilizar paredes dobles sin vacío; pero con un material de aislamiento en el espacio intermedio. La perlita y las espumas de plástico son de los materiales de aislamiento que se emplea de este modo. A veces, se utilizan tanto en aislamiento como el vacío,

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Facilidades de superficie Materiales los materiales para recipientes de gas licuado deben ser apropiado para las temperaturas y no quebradizos, Se pueden utilizar algunos aceros al carbono hasta temperaturas de 590C (-750F ) y aceros de bajas aleaciones hasta -101 0C (-1500F )y, a veces, -1290C (-2000F). Por debajo de esas temperaturas, los principales materiales que se emplean son los aceros inoxidables austeníticos (AISI serie 300) y el aluminio.

6.Fundamentos de bombas 6.1.

Definición

Las bombas que se usan en la industria petrolera se dividen en 8 grupos: perforación, producción, transporte, refinería, fracturación, pozos submarinos, portátiles y de dosificación. En perforación, se usan las llamadas bombas de lodo, como la que se muestra en la figura 221. Estas bombas son casi siempre del tipo reciprocante. Deben desarrollar presiones altas a veces, superiores a los 200 kg/cm2. El lodo de perforación que manejan estas bombas pesa entre 2 y 20 kg/litro. En producción se usan cuatro tipos de sistemas de bombeo para extraer el crudo de los pozos de producción y descargarlo a nivel del suelo: sistema de cilindro de succión, sistema hidráulico, sistema sumergible y sistema de elevación por gas. Hay algunos pozos que no necesitan bombeo ya que es suficiente la presión del crudo. El transporte de líquidos en la industria petrolera se hace a través de miles de kilómetros en el mundo entero, tanto en oleoductos, petróleoductos propiamente dichos y gasoductos. En ciertos casos el ducto puede servir para transportar diferentes fluidos. Las estaciones de bombeo están instaladas a intervalos adecuados, a lo largo del ducto, pues aun en terreno plano, las cargas de fricción son grandes y se requieren bombas de alta presión. Durante todo el año las bombas de estos oleoductos están expuestas a grandes cambios de temperatura.

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Facilidades de superficie Este problema y el de las grandes presiones requieren que se usen bombas de diseños especiales como los que se muestran en la figura 224. La bomba vertical enlatada es un tipo que ha venido teniendo mucha aplicación. Con este tipo de bombas, el fluido que circula en la tubería entra en una “lata” donde se puede incrementar grandemente su presión mediante una bomba de varios pasos. Tiene también la ventaja de que sus características de succión son mucho mejores para líquidos que como los de la industria petrolera o petroquímica tienen presiones en aeropuertos para bombear combustible a los aviones, con lo cual se reduce el peligro de descargas eléctricas estáticas. 6.2.

Clasificación

El bombeo puede definirse como la adición de energía a un fluido para moverse de un punto a otro. Una bomba es un transformador de energía. Recibe la energía mecánica, que puede proceder de un motor eléctrico, térmico, etc., y la convierte en energía que un fluido adquiere en forma de presión, de posición o de velocidad. Las bombas pueden clasificarse sobre la base de las aplicaciones a que están destinadas, los materiales con que se construyen, o los líquidos que mueven. Otra forma de clasificarlas se basa en el principio por el cual se agrega energía al fluido, el medio por el por el cual se implementa este principio y finalmente delinea la geometría específicas comúnmente empleadas. Esta clasificación se relaciona por lo tanto, con las bombas mismas y no se relaciona con ninguna consideración externa a la bomba o aún con los materiales con que pueden estar construidas. Tomando en cuenta esta última clasificación, todas las bombas pueden dividirse en dos grandes categorías:  De desplazamiento positivo  Dinámicas

6.3.

Descripción

De desplazamiento positivo En las cuales se agrega energía periódicamente mediante la aplicación de fuerza a una o más piezas móviles para un número deseado de volúmenes, lo que resulta un incremento de presión hasta el valor requerido para desplazar el fluido a través de válvulas con aberturas en la línea de descarga. Clasificación de las bombas de desplazamiento positivo: Las bombas de desplazamiento se dividen esencialmente en los tipos reciprocantes y rotativas, dependiendo de la naturaleza del movimiento de los miembros que producen la presión. Cada una de estas clasificaciones mayores pueden, a su vez, subdividirse en varios tipos específicos de importancia. 38

Facilidades de superficie Las bombas de desplazamiento positivo (reciprocantes), por lo general, se clasifican por sus características:  Extremo de impulsión, es decir, potencia o acción directa.  Orientación de la línea de centros del elemento de bombeo, es decir, horizontal o vertical.  Número de carrera de descarga por ciclos de cada biela, es decir, acción sencilla o doble acción.  Configuración del elemento de bombeo: pistón, émbolo o diafragma.  Número de varillas o bielas de mando, es decir, simplex, dúplex o múltiplex.

Tipo reciprocante Las bombas reciprocantes son unidades de desplazamiento positivo que descargan una capacidad definida de líquido durante el movimiento del pistón o émbolo a través de la distancia de carrera. El pistón puede ser accionado mediante vapor, motor de combustión o por un motor eléctrico. La categoría del tipo reciprocantes tiene como principio el desplazamiento positivo, el cual consiste en el movimiento de un fluido causado por la disminución del volumen de la cámara. En el ejemplo, el émbolo, ha desplazado su volumen del recipiente grande al recipiente chico. El volumen del fluido desplazado (b) es igual al volumen del émbolo (a). Este volumen desplazado es igual al producto del área transversal del émbolo por la longitud total sumergida. Por lo tanto, en una máquina de desplazamiento positivo el elemento que origina el intercambio de energía no tiene necesariamente movimiento alternativo (émbolo), sino que puede tener movimiento rotatorio (rotor), llamadas también volumétricas y roto estáticas respectivamente. En una bomba reciprocante, el flujo es estable hasta el final de la carrera del pistón, donde el pistón se detiene y regresa. Por lo tanto, el comportamiento del flujo de descarga es pulsante. Estas pulsaciones pueden ser reducidas mediante cámaras de amortiguación en la descarga de la bomba y el uso del cilindro de doble acción. Todas las bombas reciprocantes tienen una parte que maneja el fluido, comúnmente llamada el extremo líquido, el cual tiene:

 Un sólido que se desplaza, llamado émbolo o pistón. 39

Facilidades de superficie  Un recipiente que contiene al líquido, llamado el cilindro.  Una válvula de succión de retención que permite el fluido de la tubería de succión hacia el cilindro líquido.  Una válvula de descarga de retención que permite el flujo del cilindro hacia la tubería de descarga.  Empaque para sellar perfectamente la junta entre el émbolo y el cilindro y evitar que el líquido se fugue del cilindro.

La capacidad de la bomba varía con el número de émbolos o pistones y pueden clasificarse en simplex, dúplex, triplex, etc. La bomba se diseña para una velocidad, presión, capacidad y potencia específicas. La bomba puede aplicarse a condiciones de potencia menores que las del punto específico de diseño, pero con sacrificio de la condición más económica de operación. Tipo rotatorias de tornillo Las bombas rotativas de tornillo son unidades de desplazamiento positivo, en el cual el flujo a través de los elementos de bombeo es verdaderamente axial en lugar de lanzar el líquido como en una bomba centrífuga este tipo de bomba lo atrapa, lo empuja contra la caja fija en forma muy similar a como lo hace el pistón de una bomba reciprocante, pero a diferencia de esta última, la bomba rotatoria de tornillo descarga un flujo continuo. Aunque generalmente se le considera como bombas para líquidos viscosos, pueden manejar casi cualquier líquido que esté libre de sólidos abrasivos. Debido a la baja inercia relativa de sus partes en rotación, las bombas de tornillo son capaces de operar a mayores velocidades que otras bombas rotatorias o alternativas de desplazamiento comparable. Las bombas de tornillo como otras bombas rotatorias de desplazamiento positivo tienen unas características de flujo que es esencialmente independiente de la presión. Estas bombas se clasifican de acuerdo al número de tornillo que presenten en su diseño o configuración. Estos pueden ser simples o múltiples. Las bombas de tornillos múltiples se encuentran en una gran variedad de configuraciones y diseños. Todas emplean un rotor conducido engranado con uno o más rotores de sellado. El mismo flujo se establece entre las roscas de los tornillos, y a lo largo del eje de los mismos. Pueden usarse tornillos con roscas opuestas para eliminar el empuje axial en la bomba. 40

Facilidades de superficie En el mercado se encuentran dos (2) tipos básicos disponibles, la construcción del extremo simple o doble, de las cuales la última es la más conocida, véase Debido a que la bomba de tornillo es un dispositivo de desplazamiento positivo, entregará una cantidad definida de líquido por cada revolución de los rotores. La capacidad real entregada de cualquier bomba rotatoria específica es afectada por:  Variación en la velocidad.  Variación en las viscosidades.  Variación en la presión diferencial. Debido a la holgura entre los rotores y su alojamiento, las bajas velocidades y las altas presiones el deslizamiento aumenta, lo que resulta en una capacidad reducida para una velocidad dada. El impacto de estas características puede variar ampliamente para los diversos tipos de bombas. El deslizamiento, sin embargo, no se afecta en forma medible por los cambios en la velocidad, no obstante, se produce en un pequeño porcentaje de deslizamiento del flujo total a velocidades altas. Las bombas de tornillo por sí mismas no originan presión, simplemente transfieren una cantidad de fluido del lado de entrada al lado de salida. La presión desarrollada en el lado de salida es tan sólo el resultado de la resistencia al flujo en la línea de descarga. La característica de la pérdida de un tipo y modelo de bomba en particular es uno de los factores claves que determinan la gama aceptable de operación, en general está bien definido por el fabricante de la bomba. La viscosidad y la velocidad están íntimamente ligadas y no es posible considerar una sin la otra. La velocidad básica que el fabricante debe considerar es la velocidad axial interna del líquido pasando a través de los rotores. Esa es una función del tipo de bomba, diseño y tamaño. La velocidad de rotación debe reducirse cuando se manejan líquidos de alta viscosidad. Las razones no solo están en la dificultad para llenar los elementos de bombeo, sino también las pérdidas mecánicas que resultan de la acción del corte de los rotores en la sustancia que se maneja. La reducción de estas pérdidas es con frecuencia más importante que las velocidades relativamente altas, aunque las últimas pudieran ser posibles debido a las condiciones de succión. Las pérdidas internas de potencia son de dos tipos: mecánicas y viscosas. Las pérdidas mecánicas incluyen toda la potencia necesaria para vencer el arrastre de la fricción mecánica de todas las partes en movimiento dentro de la bomba, incluyendo los rotores, cojinetes, engranes, sellos mecánicos, etc. Las pérdidas por viscosidad incluyen toda la pérdida de potencia originada por los efectos de arrastre del fluido viscoso contra todas las partes dentro de la bomba, así como de la acción de corte del mismo fluido. Es probable que la pérdida mecánica sea el 41

Facilidades de superficie mayor componente cuando se opera a bajas viscosidades, mientras que las pérdidas por viscosidad son mayores en condiciones de alta viscosidad. En general, las pérdidas para un tipo y tamaño de bomba dada, varían con la viscosidad y la velocidad de rotación, pueden o no ser afectadas por la presión, dependiendo del tipo y modelo de bomba bajo consideración. Estas pérdidas, sin embargo, deben estar siempre basadas en la máxima viscosidad que debe manejarse, puesto que serán las más altas en este punto. Bombas de inyección de química Tiene la función de prevenir la formación y /o eliminar la espuma. Este equipo está constituido por un recipiente que contiene una mezcla de silicón y gasoil, una bomba con su respectivo contador acoplado al recipiente, la cual inyecta esa mezcla en un sitio previamente determinado como el más adecuado para inyectar y contrarrestar formación de espuma en los tanques de la estación. El sitio de inyección de la química varía de una instalación a otra, dependiendo de las características de los crudos. En algunos casos, la inyección se hace en el múltiple de producción, en otros, antes o después de los separadores de producción y en otros en las tuberías de entrada de los fluidos a los tanques de almacenamiento temporal. La bomba de inyección de substancias químicas inyecta los reactivos químicos al sistema a una razón predeterminada que debe ser proporcional a la producción del pozo. Las pruebas en frascos indican la cantidad requerida para el tratamiento adecuado de una determinada cantidad de emulsión de petróleo crudo, por ejemplo, cien barriles. Una vez que esta razón entre el compuesto y la emulsión se ha determinado, es el deber del empleado ajustar la bomba inyectora para agregar la cantidad necesaria. La mayoría de los diseños del equipo de producción especifican la inyección de compuestos químicos en el cabezal del pozo, o corriente arriba del separador. Por supuesto, la presión a esos puntos de la tubería es mas alta que la de la atmósfera. Por lo tanto, la mayoría de las bombas de inyección de substancias químicas se fabrican para superar las presiones que comúnmente se encuentran en las líneas de flujo de los pozos de petróleo. Bombas de embolo En estas bombas el líquido es forzado por el movimiento de uno o más pistones ajustados a sus respectivos cilindros tal y como lo hace un compresor.como durante el trabajo se produce rozamiento entre el pistón y el cilindro, necesitan de sistemas de lubricación especiales para poder ser utilizadas en la impulsión de líquidos poco lubricantes tales como el agua. Tampoco pueden ser usadas con líquidos contaminados con partículas que resultarían abrasivas para el conjunto.

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Facilidades de superficie Bombas de engranes Las bombas de engranaje están especialmente diseñadas para bombear: aceites, lubricantes, grasas animales y vegetales, jarabes, pinturas, resinas, melazas, mermeladas, etc. En general, para todo fluido denso y viscoso sin partículas sólidas en suspensión Bombas de diafragma Este tipo de bombas desplazan el líquido por medio de diafragmas de un material flexible y resistente, colocado dentro de un cuerpo cerrado que se acciona desde el exterior por un mecanismo reciprocante. Bombas de paletas Son dispositivos de desplazamiento que consisten en paletas montadas en un rotor que gira dentro de una cavidad. Se utilizan en el sector petrolero, transferencia de agua en sistemas de refrigeración, etc. Dinámicas En las cuales se añade energía continuamente, para incrementar las velocidades de los fluidos dentro de la máquina a valores mayores de los que existen en la descarga, de manera que la subsecuente reducción de velocidad dentro, o más allá de la bomba produce un incremento de presión. Las bombas dinámicas pueden, a su vez, subdividirse en otras variedades de bombas centrífugas y de otros efectos especiales.

7. Medición y fiscalización de crudo 7.1. Objetivo El objetivo principal es Medir, Verificar, Calibrar, Contrastar, Ajustar, Controlar, Monitorear, Reportar los volúmenes y calidad de los hidrocarburos gaseosos y líquidos en toda la cadena hidrocarburifera.

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7.2. Medición estática  Se realiza directamente en el tanque de almacenamiento bajo condiciones de calidad.  Es comúnmente usada ó como segunda opción de verificación.  Se utiliza una cinta de medición ó a través de sistema telemétrico.  Cuando se mide con cinta, se puede realizar la medición al vacío ó medición de fondo.  Se deben realizar las correcciones al volumen medido tales como agua libre, temperatura, BS&W. Aspectos importante medición estática  Tanques de Almacenamiento (superficie de instalación, estado, color, tablas de aforo, punto de referencia y profundidad del tanque, etc.).  Nivel técnico de los operadores. Se ha determinado que en un tanque de 100,000 bls, una diferencia de 1mm puede representar un error de medición de 12 barriles.  Seguridad (nunca se debe medir bajo tormenta eléctrica, uso del equipo de protección personal, electricidad estática, etc.).

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Facilidades de superficie  Buen estado de la cinta de medición, plomada, termómetro y demás equipos; a su vez, es importante la limpieza posterior de los implementos mencionados.  Tiempo de retención del tanque a ser fiscalizado.  Toma de la muestra para los análisis de laboratorio.  La producción diaria a través de la medición estática, se determina por la diferencia de nivel del tanque ó tanques de un día a otro y el volumen bombeado ó entregado

7.3. Medición dinámica Determina la cantidad de flujo que circula a través de un elemento primario de medición. Existen dos tipos medidores, los cuales dependen del tipo de caudal que se tenga, estos son los medidores volumétricos y másicos. Medidores volumétricos  Determina directamente el volumen.  Por desplazamiento ó por deducción (presión diferencial, área variable, velocidad).  Los medidores que determina volumen por deducción utilizan elementos específicos tales como orificios, tubo venturí, etc.), con el fin de crear la diferencia de presión (dP). Medidores másicos  Pueden utilizar la medición volumétrica, compensándola por las variaciones de densidad del fluido.  Miden directamente el caudal de masa, aprovechando las características medibles de la masa del fluido.

7.4. Razones para la medición dinamica  Entrega altos volúmenes, ya se que se midan en forma volumétrica ó másica.  Control de calidad.  Control de inventarios.  Balance de materia.  Transferencia de productos en custodia.  Seguridad, por tener mínimo almacenamiento.

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8. Tratamiento y composición del gas natural 8.1. Gas natural El gas natural es una mezcla de compuestos de hidrógeno y carbono y pequeñas cantidades de compuestos no hidrocarburos en fase gaseosa o en solución con el petróleo crudo que hay en los yacimientos. La molécula del gas natural está compuesta por un átomo de carbono y cuatro de hidrógeno, que se representan con la fórmula (CH4) como puedes apreciar en esta ilustración.NMuchos de los hidrocarburos en el gas natural son saturados, lo que significa que cada átomo de carbono se enlaza a otros cuatro de hidrógeno. Éstos son los que se conocen como alcanos, parafinas y alifáticos. Podemos encontrar el gas asociado o no al petróleo; así como podemos producirlo de manera artificial a través de la destilación o por fermentación de sustancias orgánicas. El gas natural es una energía rentable de precio competitivo y eficiente como combustible, el cual utilizamos en nuestra cocina, para climatizar nuestro hogar, como carburante en la industria, para generar electricidad y como producto básico para síntesis químicas orgánicas Es el combustible de origen fósil más limpio que existe, de manera que es más conveniente usar esta energía si se trata de querer conservar nuestro medio ambiente. La lucha contra la contaminación atmosférica es algo que nos atañe a todos, por lo tanto actualmente a nivel global, hacemos todo lo posible por controlar las emisiones de gases con efecto invernadero.

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Facilidades de superficie El gas como alternativa energética, presenta una participación ascendente en los mercados mundiales energéticos y se espera que la demanda continúe aumentando en los próximos veinte años.

8.2. Composición típica del gas natural

8.3. Clasificación por composición Gas húmedo Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperaturacricondentérmica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no secondensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie en el separador Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas más pesadas originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido. Gas natural seco Es el gas natural que tiene una temperatura inicial que excede a la cricondentérmica y están constituidos principalmente por metano y con algunos rastros de hidrocarburos superiores. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos ni en el yacimiento ni en superficie

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Facilidades de superficie Gases acidos Al H2S y al CO2 se les denomina gases ácidos del gas natural. En muchos campos de donde es extraído el gas natural la presencia de estos compuestos es elevada los cuales le dan la denominación de “amargo” al gas natural. El ácido sulfrídrico, también conocido como sulfuro de hidrógeno, tiene la característica de tener un desagradable olor y ser muy tóxico. Cuando es separado del gas natural mediante el proceso de endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de azufre en donde es vendido en forma líquida para sus diversos usos industriales (producción de pólvora o sus médicos) . Por su parte el dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones bajas no es tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y puede llegar a producir sofocación. Se puede licuar fácilmente por compresión, sin embargo, cuando se enfría a presión atmosférica se condensa como sólido en lugar de hacerlo como líquido. El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante puede ser ácida como resultado de la formación de ácido carbonilo, he aquí la propiedad corrosiva que el CO2 presenta en presencia de agua.

Gas dulce Es un gas natural sin contenido de impurezas ácidas de Co2,H2S, etc. aunque comercialmente se acepta hasta 0.25 granos/100 pcn, (1lb = 7000 granos)

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Facilidades de superficie 9. Fundamentos de la compresión del gas natural 9.1. Definición El gas natural es una mezcla de compuestos de hidrógeno y carbono y pequeñas cantidades de compuestos no hidrocarburos en fase gaseosa o en solución con el petróleo crudo que hay en los yacimientos. La molécula del gas natural está compuesta por un átomo de carbono y cuatro de hidrógeno, que se representan con la fórmula (CH4) como puedes apreciar en esta ilustración.NMuchos de los hidrocarburos en el gas natural son saturados, lo que significa que cada átomo de carbono se enlaza a otros cuatro de hidrógeno. Éstos son los que se conocen como alcanos, parafinas y alifáticos. Podemos encontrar el gas asociado o no al petróleo; así como podemos producirlo de manera artificial a través de la destilación o por fermentación de sustancias orgánicas. El gas natural es una energía rentable de precio competitivo y eficiente como combustible, el cual utilizamos en nuestra cocina, para climatizar nuestro hogar, como carburante en la industria, para generar electricidad y como producto básico para síntesis químicas orgánicas Es el combustible de origen fósil más limpio que existe, de manera que es más conveniente usar esta energía si se trata de querer conservar nuestro medio ambiente. La lucha contra la contaminación atmosférica es algo que nos atañe a todos, por lo tanto actualmente a nivel global, hacemos todo lo posible por controlar las emisiones de gases con efecto invernadero. El gas como alternativa energética, presenta una participación ascendente en los mercados mundiales energéticos y se espera que la demanda continúe aumentando en los próximos veinte años.

9.2. Tipos de compresores Compresor de desplazamiento positivo Estos compresores son los más conocidos y comunes. Para verlos aquí y observar sus diferencias los dividimos en dos tipos diferentes. Los Rotativos (lóbulos, tornillo o paletas) y los Alternativos (pistones). Compresores rotativos de Lóbulos Los compresores de lóbulos tienen dos rotores simétricos en paralelo sincronizados por engranajes.

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Características

 Producen altos volúmenes de aire seco a relativamente baja presión.  Tienen pocas piezas en movimiento.  Son lubricados en general en el régimen de lubricación hidrodinámica aunque algunas partes son lubricadas por salpicadura del aceite. A veces los rodamientos o cojinetes pueden estar lubricados por grasas. Compresores rotativos tipo Tornillo Los compresores a tornillo tienen dos tornillos engranados o entrelazados que rotan paralelamente con un juego o luz mínima, sellado por la mezcla de aire y aceite. Características     

Silencioso, pequeño, bajo costo Flujo continuo de aire Fácil mantenimiento Presiones y volúmenes moderados Operación: Al girar los tornillos, el aire entra por la válvula de admisión con el aceite. El espacio entre los labios es progresivamente reducido al correr por el compresor, comprimiendo el aire atrapado hasta salir por la válvula de salida.

Compresores rotativos tipo Paletas En el compresor rotativo a paletas el eje gira a alta velocidad mientras la fuerza centrífuga lleva las paletas hacia la carcasa (estator) de afuera. Por la carcasa ovalada, continuamente entran y salen por canales en su rotor. Este sistema es parecido a la bomba hidráulica a paletas como la bomba utilizada en la dirección hidráulica del auto. Por la excentricidad de la cámara, los compartimientos llenos de aire entre paletas se achican entre el orificio de entrada y el de salida, comprimiendo el aire. El lubricante sella las paletas en el rotor y contra el anillo de la carcasa. Características:  Silencioso y pequeño  Flujo continuo de aire  Buen funcionamiento en frío 50

Facilidades de superficie  Sensibles a partículas y tierra  Fácil mantenimiento  Presiones y volúmenes moderados Compresores de movimiento alternativo tipo pistón El compresor a pistón es semejante al motor de combustión del auto y puede ser de efecto simple para baja presión o doble para alta presión. Características: Ruidoso y pesado Fluido de aire intermitente Funciona en caliente (hasta 220° C) Necesita mantenimiento costoso periódico Alta presión con moderado volumen Son divididos en dos clases: Simple y Doble Los de efecto simple: Baja presión, normalmente usado en talleres para pintar, soplar, inflar neumáticos, operar herramientas neumáticas, etc.  Los de efecto doble (Duplex): Usados para altas presiones en sistemas de compresión de gases a licuados, etc.       

Compresores dinámicos Los compresores dinámicos pueden ser Radiales (centrífugos) o de Flujo Axial. Una de las ventajas que tienen ambas es que su flujo es continuo. Estos compresores tienen pocas piezas en movimiento, reduciendo la pérdida de energía con fricción y calentamiento. Compresores Radiales (Centrífugos) Una serie de paletas o aspas en un solo eje que gira, chupando el aire/gas por una entrada amplia y acelerándolo por fuerza centrífuga para botarlo por el otro lado. Funciona en seco. La única lubricación es de sus cojinetes o rodamientos. Características      

El gas o aire sale libre de aceite Un flujo constante de aire Caudal de flujo es variable con una presión fija El caudal es alto a presiones moderadas y bajas Régimen de lubricación es hidrodinámico. La lubricación es por aceite de alta calidad R&O o Grasa. 51

Facilidades de superficie Contiene una serie de aspas rotativas en forma de abanico que aceleran el gas de un lado al otro, comprimiéndolo. Esta acción es muy similar a una turbina. Funciona en seco. Solo los cojinetes requieren lubricación.

Características:     

Gas/Aire libre de aceite Flujo de aire continuo Presiones variables a caudal de flujo fijo Alto caudal de flujo. Presiones moderadas y bajas Régimen de lubricación de cojinetes y engranajes es hidrodinámica.

10. Sistema de transporte por ductos 10.1. Gasoducto Los gasoductos, en primer término, conducen el gas natural que puede producirse desde un yacimiento de gas libre o asociado a plantas separadoras y fraccionadoras. A partir de dichos procesos de separación, el gas ya tratado entra a los sistemas de transmisión para ser despachado al consumidor industrial y doméstico. La instalación de oleoductos y gasoductos requiere gran cantidad de estudios previos, en los cuales se tiene en cuenta todo lo que puede acortar o beneficiar el proceso de transporte. Por caso, la construcción de un oleoducto o gasoducto que puede tener que cruzar montañas, ríos o desiertos, constituye una gran tarea de ingeniería, que por lo general es realizada conjuntamente por varias empresas que contribuyen a la enorme inversión de capital necesaria

10.2. Oleoductos Los primeros oleoductos se construyeron con el nacimiento de la industria del petróleo en Estados Unidos a partir de 1880 inicialmente es conjunto de instalaciones que sirve de transporte por tuberías de los producto petrolíferos líquidos en bruto o refinados comprende toda la instalaciones involucradas en el transporte del crudo como depósitos de almacenamiento, estaciones de bombeo, reconexiones y distribución.

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Facilidades de superficie Capacidad y transporte de los Oleoductos Tienen distintas capacidades de transporte dependiendo del diámetro de la tubería que varía entre 30cm y 120cm pueden ser tanto de superficie como de subterráneas, la velocidad del crudo dentro del oleoducto varia de 1 a 6 m/s están hechos de acero. Los oleoductos comunican los depósitos de almacenamiento de los campos de extracción con las refinerías el petróleo circula atreves de las tuberías gracias al impulso proporcionado en las estaciones de bombeo. Tipos de Líneas de Oleoductos  Línea de Flujo: tubería que atreves fluye el crudo de los cabezales de pozo has los tanques son de corta distancia máximo de 1 milla.  Línea Recolectora de Crudo; son conducen el petróleo crudo desde los tanques hasta una estación de bombeo donde fluyen para ser llevadas a líneas troncales y tienen un diámetro de 4 a 12 pulgadas dependiendo del crudo transportado.  Línea de Crudo Troncales; mueve el petróleo provienen del sistema de recolección hasta los puntos de procesamiento usualmente se encuentran enterrados en la tierra ya que son mucho más largos y mayor diámetro.

10.3. Normativas aplicables  API Standard 6D. Especificación para válvulas API Standard 5L. Especificación para tubos de línea API Recommended Practice 5Ll. Práctica recomendada API para transporte por ferrocarril de tubos de línea.  API Standard 1104. Normas para soldaduras de cañerías e instalaciones complementarias. ASTM-Specification A 53. Especificaciones de normas de cañerías de acero soldadas y sin costura, negra o galvanizada por baño caliente.  ASTM-Specification A 106. Especificaciones de normas para tubos de acero al carbono sin costura, para servicio en altas temperaturas.  ASTM- Specification A 372. Especificaciones de normas para piezas forjadas de acero al carbono y aleado para recipientes a presión de pared delgada.  5 ASTM- Specification D 638. Métodos de ensayo normalizados para la determinación de las propiedades de tracción de los plásticos.  ASTM – Specification D 2513. Especificaciones de normas de tubos y accesorios termoplásticos para gas a presión.  ANSI – B 16.1. Bridas para tubos y accesorios a brida de fundición de hierro ANSI – B 16.5. Bridas para tubos y accesorios a bridas de acero.

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Facilidades de superficie  ASME – Código para calderas y recipientes a presión, Sección Vlll, titulada Recipientes a presión. División 1.  ASME – Código para calderas y recipientes a presión, Sección lX, titulada Calificación de Soldaduras ASME B31.8  NFPA – Norma 30. Código de líquidos inflamables y combustibles NFPA 70 – Código Eléctrico Nacional Especificación GE/ATP Nº 1 (B) para Vainas Protectoras de la acometida).  Norma GE-N1-105. Bases la calificación de soldadores y operadores de soldadura por arco eléctrico y especificaciones de procedimientos.  Norma GE-N1-109. Normas para el almacenamiento de tubos de acero revestido y sin revestir.  Norma GE-N1-129. Redes para la distribución hasta 4 bar de gases de petróleo y manufacturado, de polietileno. Tubos, diversos diámetros hasta 250 mm inclusive.  Norma GE-N1-130. Redes para la distribución hasta 4 bar de gases de petróleo y manufacturado, de polietileno. Accesorios unidos por termofusión. Norma GE-N1-131. Idem. Accesorios unidos por electrofusión.  Norma GE-N1-132. Idem. Accesorios de transición. Norma GE-N1-133. Idem. Válvulas de polietileno. Norma GE-N1-134. Idem. Herramientas y equipos auxiliares para termofusión.  Norma GE-N1-135. Idem. Reguladores de presión domiciliarios.  Norma GE-R2-105. Normas mínimas de seguridad para obras y trabajos. Especificación GE/ATP Nº 1 (B) para Vainas Protectoras de la acometida.

11. Conclusiones Conociendo los diferentes equipos y estudio de los mismos podemos entender mejor su funcionamiento y su operatividad. El conocimiento de los distintos equipos es de vital importancia para poder operarlos además de conocer las condiciones a las cuales trabaja cada equipo, también para darle un mejor manejo y correcto mantenimiento.

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Sistema General de Recolección de Crudo y Gas y Arbolito de Producción

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