INTRODUCCION •
LOS EQUI EQUIPO POS S SUPE SUPERF RFIC ICIA IALE LES S SON SON INST INSTAL ALAD ADOS OS PARA ARA EL CONT CONTRO ROL L DE PRODUCCION DE POZOS GASIFEROS Y PETROLIFEROS SON INSTALADOS Y ENSAMBLADOS EN BOCAS DE POZO UNA VEZ CONC CONCLU LUID IDA A LA INST INSTAL ALA ACION CION DE LOS EQUI EQUIPO POS S SUB SUB SUPE SUPERF RFIC ICIA IALE LES S
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Los ob Los obje jeti tivo voss de los equipos superficiales, es de controlar la circulación de los fluidos que salen desde el fondo de pozo con presiones y caudales programados y orientados hacia los sistemas de circulación hacia los sistemas de circulación superficial , hasta los separadores gas y petróleo.
LOS EQUIPOS SUPERFICIALES ESTAN BASICAMENTE CONSTITUIDOS POR LOS SIGUIENTES COMPONENTES: COMPONENTES : • •
• • •
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Árbol de navidad o cabeza de pozo. Líneas de flujo que son líneas de recolección y líneas de descarga. Estrangulador de flujo o choque superficiales. Manifold de control. Baterías de separación gas petróleo utilizadas en campos petrolíferos de gas y condensado. Plantas de gas para yacimientos gasíferos.
- Almacenaje Almacenaje--ESQUEMA DE LA BATERÍA Bombas triplex
TK agua dulce
TK Alma retorno TK Almacenaje TK C A Playa d e Tanques
Sep. Control •
CONTROL Sep. Generales Líquido
A gasoduct o
GENERAL
TK FWKO
gas
Separador G-L
A gasoduct o
A pileta API
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ARBOL DE NAVIDAD Son denominados como válvulas de surgencia instalados en la boca de pozo y son instalados por accesorios mecánicos e hidráulicos como cabezas, bridas, niples, colgadores de tubería sus funciones principales son: Facilitar a través de los colgadores la instalación del tubing de producción de acuerdo al tipo de terminación programada Soportar el efecto de las presiones en el espacio anular Soportar las velocidades y presiones de circulación de petróleo o gas por tubería. Regular los caudales de producción y presiones. Soportar todos los esfuerzos de tensión y compresión de las •
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• •
CLASIFICACION DE LOS ARBOLES DE NAVIDAD
Árbol de navidad para terminación simple
Estas llevan bridas superiores de corrección para un solo cabezal de tubería
Árbol de navidad para terminación dobles Que están bien constituidos por los cabezales de tubería para instalar dos columnas de producción y poder explotar simultáneamente dos niveles productores
Árbol de navidad para terminaciones triples o múltiples Estas contienen tres cabezas de tuberías para instalar tres columnas de producción y producir los niveles productores
CRITERIOS DE SELECCIÓN •
LA SELECCIÓN Y DISEÑO DE ESTOS SE REALIZAN EN FUNCION DEL TRABAJO Y ESTRUCTURA DEL POZO COMO SER:
TIPO DE TERMINACION EN FUNCION DE LAS RENAS PRODUCTORAS PROFUNDIDAD DE LAS ARENAS PRODUCTORAS PRESIONES DEL POZO TIPOS DE FLUIDOS EN EL POZO DIAMETRO DE LAS CAÑERIAS DE TODO EL ARREGLO DE FONDO POR EJEMPLO SIMPLE TERMINACION ARBOL DE NAVIDAD SHAFFER 8 ½ in x 5 ½ in x 2 7/8 in
3-5000 psi
PRESIONES DE APLICACIÓN EN ARBOLES DE NAVIDAD a)Presión de prueba: Es la presión nominal a la que el árbol de navidad es sometida en fabrica para verificar su resistencia a los rangos de presión máxima y su sensibilidad a fugaz de fluidos a través de sus empaquetaduras y se excede hasta el 100% de operación de trabajo. b)Presión de trabajo: Es el valor real de presión con que el árbol de navidad trabajará en el pozo. Los rangos de presión de trabajo para arboles de navidad Baja presión, presión de trabajo de 1-3000 psi Mediana presion, presion de trabajo 3-5000 psi Alta presion, presion de trabajo 5000 psi
OPERACIONES DE MONTAJE DE ÁRBOL DE NAVIDAD 1) Instalación de la tubería, con anclaje de packer y se verifica si el pozo esta ahogado.
2) Instalar y anclar en el interior de la tubería, válvula de retención de alta presión.
3) Desarmar BOP, instalar árbol de navidad con todos sus accesorios.
4) Efectuar prueba de presión de árbol de navidad, utilizando la válvula de retención e inyección de fluido con una presión igual a la presión de pozo mas su factor de seguridad.
COMPONENTES DE ARBOL DE NAVIDAD •
Chokes o estranguladores de fl u jo.- Son accesorios de control instalados en el portachoke de árbol de navidad ubicado entre su salida principal y a línea de descarga que se instala para controlar y mantener las condiciones optimas de producción durante a descarga de fluidos de pozo por el árbol de navidad.
Sus objetivos de uso son los siguientes: •
Mantener la producción con presiones y caudales de acuerdo al programa.
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Minimizar riesgos de daño en las formaciones a través de control de flujo racional.
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Proteger los equipos de superficie.
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Controlar posibilidades de conificación de agua o de gas en pozos petrolíferos.
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Permite obtener información real para calcular el índice de productividad y controlar la estabilidad de la presión y el caudal.
Ya que nos permite el choke optimizar y racionalizar la energía del pozo para mantener la explotación controlada de arena, midiendo dicho control con el valor de la presión en boca de pozo y que se calcula
a)Para pozos petrolíferos:
, ∗ ( ) ∅ ∗ ∗ ( ) , ∅∗ =17,4
•
•
b) Para pozos gasíferos: •
=
TIPOS DE CHOKE
Existen dos tipos de chokes: a)Chokes positivos. b)Chokes variables. CRITERIOS DE SELECCIÓN DE TIPO DE CHOKE Presión estática y presión fluyente de pozo, programado. Caudal de producción en función a las presiones. Relación RGP y RAP. Tipo de árbol de navidad, líneas de descarga de árbol de navidad. •
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OTROS EQUIPOS SUPERFICIAES
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Se tiene los siguientes:
Cámara de recolección o manifold de control. Las líneas de flujo. Las líneas de descarga. •
MANIFOLD DE CONTROL
Es un conjunto de válvulas y niples de tubería de acuerdo a los caudales que van a ser manejados y orientados desde las líneas de descarga, su función es el de reunir la producción de los pozos y derivarlos con presiones controladas a las baterías de separación en el caso de producción de petróleo y a las pantas de gas en el caso de la producción de gas
PROCESOS DE SEPARACION GAS PETROLEO El proceso de separación de los fluidos de formación, que esta constituido por a mezcla de gas, petróleo y agua y que salen de los pozos a la superficie durante a producción se produce debido a efecto de la liberación de presiones y los cambios de temperatura cuando la mezcla circula por el tubing hasta boca de pozo y de este hasta los separadores. La eficiencia de separación varia de acuerdo con los siguientes factores: Característica de la mezcla de fluidos a ser separados . Propiedades físicas y químicas de cada componente de la mezcla. Volumen de a mezcla que ingresaran a los sistemas de separación. Características y tipos de separadores que serán seccionados para el campo. Presiones y temperaturas de operación de los separadores seccionado • • • •
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PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS QUE AFECTAN EL TRABAJO DE SEPARACIÓN
a)Densidad de los fluidos •
• •
Que es la relación de la masa o peso de a mezcla que sale del pozo por unidad de volumen. La densidad se calcula utilizando a ecuación de estado de los gases reales.
( ) () PV
donde n: numero de moles de gas y es igual a:
Reemplazando n en a ecuación 1 se tiene:
(()) ∗ ()∗() RTZ
En trabajos de campo para calcular la densidad de gas puede utilizarse también a ecuación de Brill que es igual: =2.7
Donde 2.7 , es denominado constante de gas a 14.7 psi y 60 ºF.
•
b) La densidad del petróleo.- La densidad del petróleo durante el proceso de separación se calcula en función a la medida de su gravedad.
,, ,∗,+/ ,+ =
=
•
C) Gravedad especifica del gas:
•
Se define como la relación de la densidad del gas respecto a la densidad de aire a presión y temperatura estándar o sea, P = 14.7 psi y T =60 F
•
También puede calcularse como función de los pesos moleculares, o sea:
D) FACTORES VOLUMETRICOS Se define como la relación del volumen del petróleo y gas a condiciones de yacimiento respecto al volumen del petróleo a condiciones de separación .
m of t medidoacondi c i o nesdeyaci m i e nt o 1m oftdegasmedi d oacondi c i o nesdesepar a c i o n .depetrolreoloacondi c onesdeyaci m i e nt o 0 1unid addevolVolumendepet eoacondicionesdeseparacionoestandar
Y el factor volumétrico de petróleo ( ) es la relación del volumen de petróleo saturado con gas a presión y temperatura de yacimiento respecto a una unidad de volumen de petróleo a condición de separación o estándar
e) relacion de solubilidad Rs :
que es el volumen de gas disuelto en una unidad de volumen de petróleo a condiciones de presión y temperatura RS
[ B. B
]
Separadores de gas Son considerados como recipientes de alta presión diseñados para los componentes de fluidos de pozo bajo ciertas condiciones de presión, temperatura y volumen. Son equipos herméticos y cerrados y estas presentan diferentes etapas
Clasificaciones de separadores Separadores horizontales. Separadores verticales. Separadores esféricos.
De estos tres tipos derivan los siguientes modelos de separadores. Separadores monocilindricos o monofasicos : son de una sola fase o etapas en campos netamente petroleros con poco porcentaje de gas , o sea ,solo para obtener petróleo puro Separadores bifásicos : o de dos etapas , para instalar en campos productores de petróleo con mayores porcentajes de gas y poco porcentaje de agua Separadores trifásicos : los separadores trifásicos son considerados como separadores convencionales de tres fases para separar los tres componentes comunes de fluido de pozo ,o sea, gas –petróleo –agua
Separadores horizontales
Separadores verticales
Separadores esféricos
En las operaciones de separación utilizando los tipos de separadores indicados , la eficiencia de separación depende de los siguientes factores . •
•
•
•
•
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Tamaño de las partículas. Densidad de la mezcla. Velocidad de circulación del gas desde la sección primaria hasta el extractor de niebla. Temperatura y presión de separación. A mayor la presión, mayor la capacidad de separación liquida . A mayor temperatura , mayor la capacidad de separación de gas Densidad de los líquidos. La capacidad de separación es directamente proporcional a la diferencia de densidades entre el petróleo y el agua e inversamente proporcional a la densidad del gas. Viscosidad del gas. Es en factor que afecta a la velocidad de asentamiento de las partículas liquidas , por tanto a mayor viscosidad de gas menos la velocidad de asentamiento del petróleo .
SECCIÓN DE UN SEPARADOR Para un trabajo de separación eficiente los separadores horizontales, verticales o esféricos están constituidos por los siguientes: •
SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA .- sirve para la separación del mayor volumen de líquidos de la mezcla mediante la reducción de la turbulencia a través de un cambio de dirección que experimenta el liquido que ingresa por la entrada al chocar con el Angulo de impacto o placa desviadora
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SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA .- la mezcla gas- petróleo -agua parcialmente separado pasa a la sección secundaria que trabaja con mayor presión de separación para separar las gotas pequeñas del liquido hasta 100 micrones por efecto del mecanismo de separación
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SECCIÓN DE EXTRACCIÓN E NIEBLA.- es la sección donde se elimina al máximo las gotas más pequeñas de líquido 10 micrones, que han quedado en la corriente de gas después de que la mezcla han pasado por las dos anteriores secciones.
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SECCIÓN DE ACUMULACIÓN DE LÍQUIDOS .- es la sección donde se descarga y se almacena los líquidos separados
CARACTERISTICAS PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES SEPARADORES VERTICALES Se caracteriza por su configuración cilíndrica vertical donde el fluido de la mezcla entra en forma tangencial por la parte media la cual origina una parte circular de los fluidos creando fuerzas centrifugas y gravitacionales que provocan una eficiente separación en la sección primaria. El gas separado sube directamente a la sección secundaria para que las gotas mas pequeñas 10 micrones atrapadas en el flujo de gas desciendan las cuales acumulan suficiente peso para caer por gravedad a la sección de acumulación. El gas sale del extractor de niebla conectadas a un gasoducto
Separadores Verticales
Ventajas y desventajas de los separadores verticales Presenta mejores rendimientos para la separación de crudos Tienen mayor capacidad de separación liquida por volumen de gas
Tienen un buen sistema de atenuación de turbulencias y formaciones gracias a un deflector
Son de menor capacidad volumétrica Las perdidas de volúmenes de liquido y gas por vaporización son efecto de la temperatura.
No requieren mucho espacio
SEPARADORES HORIZONTALES Recipiente, con sus ejes cilíndricos paralelos al suelo, que se utiliza para separar petróleo, gas y agua del flujo producido. El separador horizontal puede ser de dos o tres fases. Su funcionamiento es similar a la de los separadores verticales. Sus características son:
Tienen mayor eficiencia de separación de gas. La capacidad de manejo y eliminación de solidos es menor en comparación a la de la separación vertical.
Separadores Horizontales
Clasificación: Separadores horizontales mono-cilíndricos Conocidos también como separadores simples, pueden ser de dos o tres fases de baja presión. Las de dos fases sirven para separar petróleo mas gas y un porcentaje de agua Los de tres faces llamados también separadores convencionales sirven para separar tres componentes de fluido petroleó gas y agua Separadores horizontales bi-cilindricos Constituidos por dos cilindros montadas una sobre otra, evacuan parte de liquido mas gas del cilindro superior al inferior
SEPARADORES ESFERICOS Son recipiente en forma de bola que se utiliza para la separación de fluidos. Se puede utilizar un separador esférico para la separación de dos o tres fases. Los separadores esféricos son menos eficientes que los separadores cilíndricos horizontales o verticales y se utilizan menos. Sin embargo, su tamaño compacto y la facilidad para transportarlos los hace aptos para áreas de procesamiento muy complejas. Características:
Tienen la configuración esférica para trabajos a elevadas temperaturas y presiones, entonces son de alta presión.
Son de menor capacidad que los anteriores separadores. Su uso es para separadores de prueba de pozos exploratorios Se usan para armar baterías de separación.
Separadores Esféricos
Componentes básicos de los separadores : Válvulas de control interno Manómetros niples Válvulas internas de contrapresión flotadores
CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES La capacidad de los separadores sean verticales, horizontales o esféricos se define como el volumen de la mezcla gas –petróleo-agua que es procesado en el separador durante un periodo completo de 24 hrs de trabajo para obtener cada uno de los componentes. La capacidad varia de acuerdo los siguientes factores: Condiciones físicas del separador Tipo y procesos de separación Tipo de separadores adecuados al campo Numero de etapas de separación que se aplicara en el campo Características físicas y químicas de los fluidos que serán separados Nivel de liquido que será depositada en la sección de acumulación.
CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES a) CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES VERTICALES
1. Calculo de la capacidad de gas de los separadores •
Método de calculo.- uno de los métodos utilizados para calcular la capacidad de gas es ta basada en la velocidad de caída de las partículas liquidas al fondo regida por la ley de store para un valor de la gravedad igual a 32,174 ft/s
∗ 10 ∗
Tomando en cuenta la ley de store el calculo de l caudal máximo se realiza con la siguiente ecuación:
=2,4*
*
2.- Método de calculo Utiliza que esta basada en las variaciones del numero de Reynolds para flujo vert ical. Para este caso la ecuación es la sgt.
= ∗ ∗ (−) 0,5
3.- METODO DE CALCULO.Utiliza la siguiente ecuación practica de calculo del caudal de gas separado. Es el mas aplicado en trabajos de campo de acuerdo a alas condiciones observadas durante las operaciones y la e cuación es la siguiente :
=7. ∗∗(∗) ∗ − ∗∗
Para aplicar esta ultima ecuación en caso de no disponer los datos de las densidades puede ser utilizada la siguiente ecuación:
∗62.4 141.131.55º Dg=2.7
(∗)∗()
2.- calculo de la capacidad liquida de los factores verticales La capacidad liquida de los separadores verticales y depende de los siguientes datos Altura de l nivel del liquido Tiempo de retención del liquido en el separador Diámetro interno de l separador vertical. El tiempo de retención es un parámetro que permite determinar la capacidad real del separador. El factor de petróleo es otro parámetro importante en la capacidad de separación y su valor se determina directamente mediante los análisis PVT: En base a estos factores la capacidad liquida de los separadores verticales se calcula con la siguiente ecuación: • • •
= ∗
CALCULO DE LA CAPACIDAD DE GAS Y LÍQUIDO DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES La Capacidad de gas de los separadores es proporcional al área de su sección transversal disponible para el flujo de gas y es función del diámetro y la altura del nivel de líquido en la sección de acumulación. Para aplicar las ecuaciones de cálculos de la capacidad de gas se considera los siguientes criterios técnicos:
•
En base a este criterio la capacidad de gas de los separadores horizontales se calcula con la sigue ecuación:
∶
∗ . ∗ ∗∗ ∗∗ ∗ 18∗ ∗ 2
Vi: velocidad de circulación de las partículas liquidas ft/seg y se calcula con la siguiente ecuación:
Reemplazando 2en 1 y tomando los valores a de: g= 31.174 ft/seg^2 , k = 1487.26 Se tiene que:
∗ . ∗ . ∗ ∗∗ ∗ ∗ ∗. ∗ ∗
( ) ∗ . ∗ ∗∗ ∗ ∗()∗
•
Donde:
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Di: Diámetro interno del separador en pulgadas, plg
•
De: diámetro externo del separador en pulgadas, plg
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Af: Área de flujo del interior del separador, plg^2
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h: altura del separador , plg
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L: longitud o largo del separador , plg
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dp : diámetro de las partículas liquidas, micras, 1 micra = 3.28x 10^-6 pies.
B) cálculo de la capacidad liquida de los separadores
horizontales •
Es el volumen de petróleo que los separadores horizontales procesan en un periodo de 24 hrs. De trabajo y se mide en Bl /dia (BD), en las operaciones de campo los volúmenes máximos de separaciones depende de los siguientes factores:
-altura del nivel del liquido en el separador y que es medida en su sección de acumulación. - Diametro interno y diámetro externo del separador. - tiempo de retención (t) de la mezcla en el interior del separador .
•
•
• • •
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Luego la capacidad liquida se calcula con las siguientes ecuaciones :
∗( ∗ ) Donde:
VSH= L* AF LUEGO:
AF = ( π *D^2) /4
( ∗ ∗ (∗∗) . ∗∗∗ ;