Entrenamiento Op Facilidades

CERTIFICACION DE COMPETENCIAS DE OPERADORES

TOR CERTIFICACION DE COMPETENCIAS DE OPERADORESSTORK – FLOREÑA C-6.

Enero 10 2013


Tabla de Contenido

1 PROPOSITO…………………………………………………………………..…...32 ALCANCE……………………….……………………………………………………33 OBJETIVOS………………………....……………………………………………..44 EQUIPO……………………………………………………………………………...45 SITIO……………………………………………….………………………………....56 LISTA DE DOCUMENTOS…………..…………………………………….…..57 PLAN………………………………………………………………………….….…...68 ANEXOS………………………..………………………………………….…………69 GENERALIDADES DEL PETROLEO………………………………………….710 CONTROL DEL PROCESO……………………………………………...……..2611 FACILIDADES DE SUPERFIE…………………………………………….…….4712 FILOSOFIA DE CONTROL Y PARADA……………………………………..


1. PROPOSITO

Asegurar el nivel de competencias técnicas requerido por los Operadores Técnicos de Producciónde Stork technical Services que van a estar como AAL en la facilidad de Floreña C-6, mediante unplan sistemático y estructurado bajo el concepto CMAS, el cuál facilite entrenar, capacitar y guiarcon referencia a la información y conocimientos necesarios en torno a las habilidades especificasque nos permita calificarlo como competente y queden certificados, dando así cumplimiento a laspolíticas establecidas en Stork y como requerimiento del Cliente para Operar la Facilidad de FloreñaC-6.

2. ALCANCE

Este proceso abarca desde el Manifold de entrada a la facilidad de Floreña C-6 hasta el despacho delíquidos e Inyección de gas al EPF de Floreña, pasando por las diferentes etapas que están inmersasen la Operación de la facilidad existente hoy en día.

La metodología comprende establecer mediante diagramas de bloques de los diferentes sistemasde Facilidad de manera lógica y ordenada el desarrollo del Proceso de la operación basados en losP&ID´s de la Facilidad, Manual de Operación de Facilidad, lógicas narrativas, Filosofías deOperación, Bases de Diseño de Proceso, Tablas límites de Operación y seguridad, Procedimientos,Tablas de causa y efecto, Manejos del cambio en la Facilidad, Reportes de falla y seguimiento decierre de acciones, Equipos SCE, y Lecciones Aprendidas de Floreña C-6.

Establecer e implementar el plan bajo la metodología CMAS para que las personas que han sidoseleccionadas obtengan la Certificación de Competencias como Operadores Técnicos de Floreña C-6y queden avalados para Operar la facilidad de una manera segura, integra y eficiente.

3. OBJETIVOS

a). Verificar que el Operador de STORK seleccionado para este Proceso quede certificado y brindeel aseguramiento en el desempeño de HSSE en la operación de la Facilidad, cumpliendo laintensión del diseño, los requerimientos de HSSE de EQUION y los requisitos legales.

b). Confirmar que los Operadores han adoptado e incorporado las filosofías de diseño,protecciones, procesos y tareas establecidas por el proyecto, para el cumplimiento del desempeñoen HSE y cumplir tanto las obligaciones contractuales, como las regulatorias.

c). Asegurar que las lecciones aprendidas de HSE durante laetapa de construcción y de operaciónde la planta, son capturados y compartidos a través de EQUION.


d). Cumplir cabalmente el rol de AAL, velando de manera Integral por las personas, Equipos eimpactos al medio Ambiente cumpliendo con las políticas establecidas por el Cliente y las deSTORK.

e). Aplicación de los procedimientos de Arranque y parada de los diferentes sistemas, Preparación yentrega a mantenimiento, recibo y reinicio después de mantenimiento y puesta den servicio comoel de Respuesta a emergencias.

4. EQUIPO.

Hugo Enrique Meza Pérez Líder de Operaciones –OTLJose Vicente Pinto Líder de Operaciones –OTLAníbal Eduardo Romero Operador Técnico LíderHernán Darío Pacheco Operador Técnico LíderAngel Estepa Operador Técnico de FC6Freddy Suarez Operador Técnico de FC6Martin López Operador Técnico de FC6William Tibaduiza Operador Técnico de FC6Deybi Jaimes. Operador Técnico de FC6

Clientes:

Sergio Hernández / Luis Guillermo Álzate- Superintendente de PiedemontesRoger ortega / Mauricio Morales – Supervisor Planta Floreña.

5. SITIO

Instalación de la Facilidad de Floreña C-6

6. LISTA DE DOCUMENTOS

Los documentos a ser revisados, entre otros:

1. Informe de certificación emitido por OPMS Consulting de los Operadores que han iniciado esteproceso.

2. P&Di´s3. Procedimientos de Operación actualizados en la Operación de los diferentes sistemas de la

Facilidad.4. Estándar de Gestión de Operaciones de Producción de WG PSN5. Prácticas Seguras de Equion y WG PSN6. Manual de Operación de Floreña C-67. Filosofías de Operación Floreña C-6


8. Tablas limites de Operación y seguridad9. Manejo del Cambio de las modificaciones generados después del arranque de las facilidades.10. Reportes de mantenimiento e inspección.11. Diagramas de Causa y efecto.12. Bases de proceso de Diseño13. Reportes de falla y seguimiento en el cierre de acciones.14 Gestión de Mantenimiento15. Planes de Manejo de Emergencias.16. Manejo de Aplicaciones Informáticas como SAR, SAP, SAT, Live Link.

7. PLAN

Abril 30 de 2013. Reunión de revisión del Proceso de certificación realizado por OPMS Consultingcon los Operadores / Operador técnico Líder / Supervisor de Floreña de EQUION / OTL.Mayo – 15- 2013. TOR Para Certificación de Operadores de WG PSNMayo 26 a Abril 29 de 2013. Desarrollo del plan para fortalecimiento de Competencias del personalde Operaciones involucrándolos directamente en el Proceso del Modelo de certificación deOperaciones de los Técnicos de producción bajo esquema CMAS para los Operadores de WGPSNen Floreña C-6

8. ANEXOS

Lista general de revisiones del PHSSER etapa de Operación.


9. GENERALIDADES DEL PETROLEO

El petróleo es una mezcla de hidrocarburos e impurezas, entre las cuales se encuentran compuestosorgánicos de azufre, oxígeno y nitrógeno.

La composición elemental del petróleo es:

Carbono de 83 a 87 % (masa / masa)Hidrógeno de 1,4 al 4 % ( masa / masa)Impurezas de 0,5 a 5,0 % (masa / masa)

Se han encontrado en el petróleo, hidrocarburos desde C1 (molécula de un átomo de carbono) a C80(molécula de ochenta átomos de carbono).

Comúnmente en la industria, al petróleo se le denomina"Crudo".Los crudos por lo general nopresentan reactividad química, pero sin embargo, en algunos casos sonsalados o ácidos (agrios) por lapresencia de las impurezas de sal, o compuestosde azufre, oxígeno o nitrógeno.

La propiedad mas importante y por la cual prácticamente se le caracteriza, es la gravedad API(American Petroleum Institute). Esta es un indicador de la densidad y de la calidad del crudo. A mayorGravedad API, mayor será su valor.Existen otros factores que inciden en su precio como el contenidode azufre, parafinas y metales pesa dos, pero el factor predominante es su Gravedad API.

Gravedad API (ºAPI) = (141.5 / Gravedad Especifica) – 131.5

La gravedad específica es una propiedad del crudo y es la relación entre su densidad (crudo) y ladensidad del agua. Sustancias con gravedad específicamayor que 1 son mas pesadas que el agua y las menores que uno son menosdensas que el agua.Densidad es otra propiedad del crudo y se define como la masa por unidad devolumen.


La densidad del agua pura es de 62.4 Lb/Ft3 o 8.33 Lb/gal. Las densidadesde los crudos están normalmente entre 50 y 55 Lb/Ft3.En función de la ecuación anterior, se acostumbra clasificar los crudos de la siguiente manera:

Livianos ºAPI > = 25Medios 15 < = ºAPI < 25Pesados ºAPI < 15

Otras propiedades importantes son la viscosidad y su capacidad de contener gas en solución como unafunción de la temperatura y la presión. La viscosidad es unacaracterística de los fluidos, relacionadacon su facilidad a deformarse cuando se leaplica un esfuerzo cortante. La unidad práctica es el centipoise (cp) y su uni-dad absoluta es Lb/Ft s.Bases de crudosLas series de hidrocarburos presentes en el petróleo, le dan a cada uno de ellos características especiales para la producción de determinados productos, de tal manera que sedice que los crudos se pueden clasificar por la calidad predominante que leConfiere cada sede de hidrocarburos, en la forma siguiente:

- Crudos de base parafínica (alcanos)- Crudos de base nafténica (alquenos)- Crudos de base aromática (cíclicos)- Crudos de base asfáltica (heterocíclicos)Crudos de base intermedia (mezcla de las bases anteriores).

DensidadPor lo general los crudos son más livianos que el agua (crudos livianos y medianos) y algunos son más"pesados" que el agua (crudos pesados y extrapesados). En términos numéricos se habla de un intervalo de densidad desde 0,75 a 1,1 Kg/l, lo cualequivale en grados API a un intervalo de 57,2 a 3,0 grados.

La gravedad API no es aditiva, para calcular su valor en una mezcla es necesario convertir los gradosAPI de los componentes de la mezcla en gravedades específicas, las cuales sí se pueden sumar y elresultado convertirlo de nuevo en grados API.Hay tablas de conversión que facilitan la operación.

La viscosidad de un crudo es su resistencia a deslizarse sobre sí mismo; ella da una idea de la capacidadde fluir a través de un espacio confinado (oleoducto), y la de formar una película lubricante para el deslizamiento de partes metálicas entro sí.La unidad en el sistema internacional es el poise (p), que esla fuerza en dinas que hay que suministrar a una lámina de líquido de 1 CM2 para que se desplace un cmsobre una lámina igual del mismo líquido, a una velocidad de 1 cm por seg.


El submúltiplo más utilizado es el centipoises 0,01 poiseContenido de azufreLa cantidad de azufre contenida en un crudo es elemental porque es responsable delefecto corrosivo de los crudos y sus productos, en equipos de refinería y sistemas.Así, la presencia del azufre en las naftas(producto intermedio para la producción de gasolinas) quealimentan las plantas de reformación, es perjudicial porqueinactiva a los catalizadores.

La gasolina sulfurosa además de atacar el sistema de combustión de los automóviles y al motor, contamina la atmósfera con los productos de la combustión("Lluvia ácida").

Intervalo de destilación:Indica los intervalos de temperatura en los cuales se separanlas fracciones y la proporción de las cantidades en que estas fraccionesestán presentes en el crudo.

Contenido de agua y sedimentoEs un indicador del grado de suciedad por la presencia de agua y otros materiales. Contenido de sal no se limita solamente a la presencia de NaCl, sino de todas lassales pero que se interpreta en términos de NaCl.

Es indeseable la presencia de sales por su tendencia a cristalizar y obstruir los tubos conductores delíquidos, además al calentarse se descomponen haciéndosecorrosivas

Puntos de fluidez: Definido como la temperatura mínima en la cual el material fluyedepende de lacomposición del crudo.

Los hidrocarburos en estado gaseoso poseen un comportamiento similar a cualquier gas, sin embargohay que tener en cuenta que algunos de ellos cambian de líqui-do a gas o de gas a liquido con pequeñas variaciones de temperatura ypresión.

El gas que se produce asociado con el petróleo, se le conoce como GAS NATURAL ASOCIADO.Cuando el gas es producido solamente como gas, lo llamamos GAS NATURAL.Cuando los anteriores tienen hidrocarburos licuables para producir propano y butanoy/o líquidos al igual que gasolina natural, sedenomina GAS HÚMEDO.Al gas que se le han retirado los hidrocarburos licuables, se le denomina GAS SECO.


9.1 UNIDADES Y CONVERSIONES

a). MAGNITUD

Se puede definir magnitud como algo que se puede cuantificar o medir. Cuantifi car una magnitudsignifica compararla con un patrón o referencia, conocido comoUNIDAD. Por ejemplo, al decir que un cuerpo tiene 10 metros de longitud, Significaque es 10 veces mas largo que la unidad patrón que sería un metro. Las magnitudes pueden ser PRIMARIAS o SECUNDARIAS.

Las primarias son conocidas también como DIMENSIONES y son aquellasbásicas que dan origen a las secundarias. ejemplo de magnitudes primarias,La masa, la longitud, el tiempo. Como se observa, estas no se pueden dividir enotras.Las secundarias, se definen siempre en función de las primarias, es decir la agrupa-ción de primarias, forman las secundarias. Ejemplo de secundarias la velocidad,presión, aceleración, etc.

b). UNIDAD

Es un valor, cantidad o magnitud en términos de cualquier otro valor, cantidad o magnitud.

c). SISTEMA DE UNIDADES

Un sistema de unidades es básicamente un conjunto de magnitudes fundamentales o primarias, con lascuales se pueden definir las magnitudes secundarias.Existen dos sistemas básicos, el Sistema métrico oInternacional, el cual se basa enel metro y el Kilogramo; y el Sistema Inglés, que se basa en la pulgada y la libra.


Sistema Internacional Sistema Inglés

Magn. Primarias masa(m), longitud(l), tiempo(t) masa(m), longitud(l), tiempo(t)

Unidades Básicas Kilogramo, metro, segundo Libra, pie, segundo

Unid. mas usadas Masa Kg LibraLongitud mt, cm, Km Ft, Pulg., millaTiempos, día, horas, día, horaVelocidad mt/s, Km/h Ft/s, millas/hVolúmen m3, c.c, lt bbls, ft3, galCaudal m3/día, lt/h bbls/día, ft3 /día, gal/minFuerzaNewton (Kg m/s2) Lbf(librafuerza)Presión Kpa (KN/m2), MpaLbf / pulg2 (Psi)Densidad (ρ) gr/c.c Lb/Ft3, Lb/galTemperatura ºC ºFViscosidad mPa s cp (centipoise)Trabajo joules lbf FtÁrea mt2, cm2, Km2 pulg2 , Ft2Diámetro cm pulg.Potencia N m/s (Joule/s) Ft Lbf/s

d). ALGUNAS EQUIVALENCIAS ENTRE SISTEMAS

1 Lb = 0.454 Kg1 Ft = 12 pulg. = 30.48 cm1 bbl = 5.615 ft3 = 0.189 m31 Ft3 = 1728 pulg3 = 0.0283 m3

1 barril = 42 gal1 gal/min = 3.875 lt /min1 Lbf = 4.457 Newton1 Lbf / pulg2.(Psi) = 6.905 Kpa1 atm = 14.7 1(Psi) = 101.5 Kpa1 cp = 1 mPa s1 lbf/Ft = 1.359 joules1 gr/c.c = 62.4 Lb/Ft3 = 8.33 Lb/gal1 watt = 1 Joule/s = 1 N m/s = 0.0013 hp


9.2 TIPOS DE FLUJOS

El método más común para el transporte de fluidos es através de tuberías. Las tuberías desección circular son las más frecuentes, por que ofrecen mayor resistencia estructural y mayorsección transversal para el mismo perímetro exterior de cualquier otra forma de conducción defluidos.

El flujo a través de tuberías está regido por ciertas variables cuyas magnitudes dependerán deldiseño de las tuberías requeridas en cada caso.

Al flujo se oponen fuerzas contrarias como son la fricción del fluido contra las paredes de latubería que lo contiene y la fricción entre las partículas del mismo fluido; estas razones junto conlas pérdidas ocasionadas por accesorios son las

Responsables de las pérdidas de presión a lo largo de sistemas de tuberías.

Dentro del flujo de fluidos a través de tubería podemos considerar dos tipos de comportamiento orégimen, el laminar y el turbulento. Las investigaciones de Osborne Reynolds han demostrado queel régimen de flujo en tuberías (laminar o turbulento, depende del diámetro de la tubería, de ladensidad y de la viscosidad del fluido, lo mismo que la velocidad de flujo.

El valor numérico de estas cuatro variables es adimensional y es conocido como Número deReynolds

Númerode Reynolds(Re) = dV/ν; ν(CENTISTOKES)= µ (Centipoises)/ρ(gr./c.c)= dVρ/µ

D= diámetro interno de la tubería.V= viscosidad cinemática (Ft²/seg).ρ =Densidad del fluido (Lb/Ft³).µ = Viscosidad absoluta (centripoises – cp)V= velocidad (Ft/s).Q= Caudal en barriles por hora

Re = 35.4 Q * ρ/(d*µ)

El número de Reynolds es la relación entre las fuerzas inerciales y las fuerzas viscosas.

Un número de Reynolds crítico distingue entre los diferentes regímenes de flujo, tales comolaminar (si es que es menor a 2000), o turbulento (si es mayor a 4000) en tuberías, en la capalímite, o alrededor de objetos sumergidos.

El valor particular depende de la situación. Es un número adimensional que indica el grado deturbulencia de un fluido.


FLUJO LAMINAR

Es un tipo de flujo que se genera a velocidades bajas donde las capas de fluido se mantienenordenadas y paralelas. El desplazamiento dentro de una tubería se lleva a cabo en capascilíndricas concéntricas, existiendo una velocidad máxima en el centro de estas capas y unavelocidad mínima en las proximidades de la tubería. Esto genera un perfil de flujo parabólico.

V min.

Vmax

Si RE (número de Reynolds) < = 2000, se considera régimen de flujo laminar.

FLUJO TURBULENTO

En este tipo de flujo, hay movimiento irregular e indeterminado de las partículas de flujo. Elperfil de flujo en cuanto a velocidades es mas uniforme que en el régimen laminar.

Perfilde

Velocidad

EJE DETUBERÍA

Si Re (número de Reynolds)> 4000, El régimen de flujo es turbulento.

Para valores de número de Reynolds entre 2000 y 4000 el régimen de flujo se encuentra en una zona crítica,donde dicho régimen se vuelve impredecible, pudiendo ser laminar, turbulento o de transición, dependiendode la variación de muchas condiciones.


VELOCIDAD CRITICA

Es aquella en la cual se inicia el rompimiento del flujo laminar para convertirse en flujo turbulento.

Ejemplo:Calcular el número de Reynolds para un aceite de 30 ºAPI a 60 ºF, que fluye por una tubería de acero alcarbón con un diámetro nominal de 12 Pulg., Schedule 30. El aceite tiene una viscosidad de 12.5 cp y fluyeun caudal de 1900 barriles por hora.

Usando tablas de espesores de tubería, se encuentra su diámetro externo real, su espesor para elschedule indicado (40) y por consiguiente su diámetro interno.

Para este caso es de 12.09 Pulgadas.d = 12.09 Pulgadas (Tablas de espesores de acero al carbón de acuerdo a su schedule)

141.5Gravedad específica (G.E) =

131.5 + °API

G.E = 0.876

ρ (aceite) ρ (aceite)Como G.E =

(Aceite)

ρ (agua)

ρ (aceite) = 0.876 * 62.4 Lb/Ft3 =

54.6 Lb/Ft3

Finalmente remplazando la formula:

RE= 35.4 Q * ρ / (d * µ)= 35.4 * 1900 * 54.6 /(12.09 * 12.5)

Re = 24300 lo que indica un FLUJOTURBULENTO)

= ,entonces ρ (aceite)= G.E * 62.4 Lb/Ft3

62.4 Lb/Ft3


9.3 CALCULO DE CAUDAL DE CRUDO

Las variables que determinan el flujo a través de tuberías para el petróleoson:Presión de flujo.

Viscosidad del fluido. Longitudde tuberíaVelocidad lineal promedia del flujo a través de la tubería.Gravedad específica del crudo.Diámetro interno de tubería.

Para el caso de flujo laminar, es bastante común la ecuación de POISEUILLE

0.000668 µ L VP = -------------------------

D2 S

P = Caída de presión entre dos sitios de la línea (Psi).µ = Viscosidad absoluta del crudo en centipoises (cp)L = Longitud de la tubería entre dos sitios de la línea donde se evalúa la caída de presión. V =Velocidad lineal promedia del flujo a través de la tubería (Ft/s).S = Gravedad específica del crudoD = Diámetro interno de la tubería (pulg)

Para flujo Turbulento, se utiliza con frecuencia la fórmula de FANNING

0.323 F L S V2

P = -------------------------D

0.0538 F L S Q2

P = -------------------------

D5


Q = Caudal (gal/min)F = Factor de fricción (D V S / µ).P = Caída de presión entre dos sitios de la línea (Psi).L = Longitud de la tubería entre dos sitios de la línea donde se evalúa la caída de presión. V = Velocidadlineal promedia del flujo a través de la tubería (Ft/s).S = Gravedad específica del crudoD = Diámetro interno de la tubería (pulg)

9.4 CALCULO DE CAUDAL DE GAS

Las variables que determinan el flujo a través de tuberías para gas son:

Presión de flujo.Longitud de tuberia requeridaGravedad específica del gas.Diámetro interno de la tubería.Caudal a condiciones de temperatura y presión existentes.

Para el cálculo de gas es de gran utilidad la fórmula propuesta por Thomas R Weymouth

To (P12 – P22)Q = 0.4338 ---------- d 8/3 ----------------------------

Po G T L

Q = Caudal en MMCFD medidos To y a Po.d = Diámetro interno de la tubería (Pulg.)L = Longitud de la tubería (millas)G = Gravedad específica del gas (Aire =1.0).T = Temperatura absoluta a la cual el gas fluye en la tubería (ºR= ºF+ 460)To = Temperatura absoluta base (generalmente 520 ºR =60ºF)Po = Presión absoluta base, generalmente 14.7PsiaP1 = Presión absoluta punto aguas arriba o extremo inicial(Psia). P2 = Presión absoluta punto aguas abajo o extremofinal (Psia).

1/2


9.5 ETAPAS PREVIAS A LA PRODUCCIÓN DE POZOS

Una vez terminada la PERFORACIÓN y haber atravesado la formación que constituye el objetivodel pozo, se toman una serie de registros eléctricos, los cuales entre otras cosas, permitendeterminar las características de la roca almacenadora y la clase de fluido almacenado (Petróleo,Agua, Gas), junto con algunas de sus propiedades. Del análisis de los REGISTROS ELÉCTRICOS yde otra información tomada durante la perforación, se puede definir con bastante aproximaciónla comercialidad o no de un pozo. Una vez aprobada su COMERCIALIDAD, se procede aproteger el hueco perforado, ya que a estas condiciones las paredes del pozo resistensolamente pocos días antes de derrumbarse, por lo cual es necesario darle estabilidad, aislarunas zonas de otras y permitir el control de los fluidos que se van a producir. Esto se logra pormedio de un REVESTIMIENTO que es un tubo metálico que se baja dentro del hueco perforado,se cementa en el espacio anular entre el tubo y la roca. Una vez realizado el revestimiento, seprocede con una etapa conocida como COMPLETAMIENTO en la cual se realizan una serie deactividades con el fin de que el petróleo o gas encontrado en una o varias rocas, pueda ser traídoa superficie para su aprovechamiento. Finalizada esta etapa, se procede a la operación deCAÑONEO; la cual consiste en perforar el tubo de acero junto con el anillo de cemento y penetrarunas cuantas pulgadas dentro de la formación.

9.6 MÉTODOS DE PRODUCCIÓN

Si el fluido almacenado en la formación tiene suficiente energía (Presión), podrá desplazar elfluido que se encuentra llenando el tubo y de esta manera fluir a superficie hasta lasinstalaciones de producción (Flujo natural). Si no tiene suficiente energía, será necesario inducirel flujo hasta superficie instalando sistemas de producción (Bombeo mecánico-bombaoperada por varillas, Neumático–Gas Lift, Hidráulico-Bomba reciprocante operada por líquidobombeado desde superficie, Electrosumergible- bombas centrífugas multietapas operadas pormotor eléctrico acoplado directamente a la bomba).


a). FLUJO NATURAL

Es el proceso en el cual el petróleo fluye a la superficie a causa de la energía (diferencia depresiones entre yacimiento y la superficie) suministrada por:

• El gas que se encuentra sobre la capa de petróleo en el yacimiento o el gas que seencuentra disuelto dentro de la capa de petróleo.

• Fuerza de empuje generada por la capa de agua ubicada debajo del petróleo.La compactación de las capas de tierra debido al proceso de explotación.

Este es el método de producción más económico, y es por eso que una gestión adecuadade la producción del pozo de una manera natural, maximizará la rentabilidad del yacimiento,para ello es recomendable la utilización de estranguladotes o choques en pasos de flujo naturalpara mantener la energía del gas y controlar la producción y la presión del pozo.La puesta en producción de un pozo, con suficiente energía o presión para fluir a superficie,se lleva acabo por tres métodos:

Circulación Directa: Se inyecta en el tubing un volumen de agua o petróleo para reemplazar ellodo de perforación o de terminación que contiene el pozo. Esta operación se realiza a través dela válvula de circulación que esta abierta o a través del pie del tubing si no tiene empaque.

Circulación Inversa: Igu a l al anterior, pero la inyección se realiza por el anular y el líquido salepor el tubing.

Método de Pistonéo: Se baja un pistón a un nivel determinado, por ejemplo a 50 metros de lasuperficie, y se sube rápidamente el pistón afuera. Se baja nuevamente y se repite la operaciónhasta que el pozo fluya.Le elección del método depende del equipo de tubing de producción, de la permeabilidad de laroca productora, de la importancia de la cantidad de lodo y cemento que ha penetrado enel yacimiento durante la fase de terminación y del valor de presión del yacimiento.Posteriormente a la limpieza del lodo, el pozo comienza a fluir por acción de su propia energía.Una vez el pozo no puede fluir por sí mismo, se requiere instalar métodos artificiales deproducción, para compensar la pérdida de energía.


b). MÉTODOS ARTIFICIALES

BOMBEO MECÁNICO

Es el que se lleva a cabo por medio de una unidad de bombeo que acciona una sarta devarillas, las cuales a su vez, accionan una bomba de pistón instalada en el extremo inferiorde la tubería de producción. Generalmente usado para petróleos viscosos y pesados. El equipoconsta de las siguientes partes principales:Unidad de Bombeo: Es un balancín destinado a imprimir un movimiento ascendente ydescendente a la sarta de varillas. Consta de un motor, un reductor de velocidad, contrapesas,etc. El balancín está construido de tal manera que permite aumentar o disminuir lavelocidad de operación, aumentar o disminuir la carrera ascendente o descendente yaumentar o disminuir la carga en las contrapesas con el fin de acondicionarla a la capacidad deproducción del pozo.

Bomba de Subsuelo: Es un tubo de acero dentro del cual funciona recíprocamente un embolo opistón el cual desplaza el fluido proveniente de la formación hacia el exterior. La bombaposee válvulas en su extremo inferior y en el pistón viajero, de tal manera que en su carreraascendente permite la entrada de fluido al cuerpo de la bomba y en la carrera descendentepermite que el fluido pase a la parte superior del pistón, que al viajar nuevamente hacia arriba,obliga al fluido que esta dentro del tubing a salir hacia la superficie. El tipo de bomba a utilizardepende de los volúmenes a manejar, relación gas – aceite (GOR), aporte de agua, contenidode arena, etc. La ubicación de estas puede ser conectadas en el extremo del tubing o estarancladas dentro del mismo.Varillas: Son las que conectan el balancín (superficie) con la bomba (subsuelo),transmitiendo el movimiento ascendente y descendente.. Los diámetros mas usados son5/8, ¾, 7/8 y 1 pulg. La longitud de cada varilla es de 25 Ft., y son conectadas entre sí pormedio de roscas.

Características:

• Útil para trabajar a bajas presiones de fondo.• Método simple y de fácil uso para los operadores.• Permite controlar las tasas de producción de acuerdo al tipo de yacimiento.• Permite el levantamiento de crudo a altas temperaturas.• Presenta problemas en pozos con alta producción de sólidos.


GAS LIFT

Se utiliza gas comprimido como fluido motriz, el cual logra una o varias de las siguientesacciones: Aireación de la columna de fluido, disminuyendo así su peso.Por expansión del gas comprimido al ascender por la columna de fluido, actuandocomo pistón. Por desplazamiento de la columna de líquido al entrar el gas bombeado.Consiste en bombear gas a través de una válvula, lo que favorece el ascenso de la columna defluido que se encuentra en el tubing, hacia superficie.Cuando el líquido llega a superficie, no hay razón para mantener la circulación de gas por locual puede ser suspendida y se da especio para que un nuevo volumen de fluido invada latubería de producción debido a la disminución de la altura de la columna de fluido. Estaoperación se lleva a cabo cíclicamente y se logra producir una cantidad de líquido igual al aportede la formación.La parte clave de este sistema es la válvula de gas, la cual controla la inyección a presión que selleva a cabo al fluido contenido en el tubing.Estas son instaladas en la sarta del tubing y están calibradas de tal manera que cuando lacolumna de gas que las hace operar alcanza una presión determinada, permite la entrada de gasdel revestimiento al tubing en un volumen igualmente determinado para que el fluidoalmacenado en el tubing sea barrido hasta superficie.

Características:

• Diseñado para pozos con alto potencial de producción.• Limitado por la profundidad del pozo.• La producción de arena no dificulta la producción.• La inyección se realiza usando válvulas reemplazables.• Permite la opción de completamientos desviados.• Puede ser de difícil uso en campos con baja presencia de gas.• Pueden existir problemas de congelación de las líneas de flujo.


BOMBEO HIDRÁULICO

Básicamente, este método utiliza una bomba reciprocante instalada en el fondo de lasarta de producción, la cual es operada por medio de un líquido bombeado desde superficie, elcual acciona un pistón de manera recíproca. La diferencia con el bombeo mecánico, radica enque la potencia en este método es transmitida por medio de un líquido de potencia y no pormedio de varillas como lo hace el bombeo mecánico. Estas bombas tienen limitaciones en cuantoa volumen y profundidad de instalación. En los casos en los que se requiere bombear grandesvolúmenes, se utilizan unas bombas “jet” en las cuales el fluido de potencia pasa por unaboquilla a gran velocidad, la cual causa un vacío que arrastra el fluido de pozo y lo impulsa asuperficie.

Características:

• Ideal para pozos a grandes profundidades.• La bomba de subsuelo es fácilmente reemplazable.• Puede utilizar gas o electricidad como fuente de energía.• El fluido de trabajo puede ser agua o incluso petróleo.• Altos costos de mantenimiento.• Problemas para el análisis de las pruebas de producción.

BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES

Estas bombas son centrífugas multietapas operadas por un motor eléctrico, el cual va acopladodirectamente a la bomba. El conjunto motor – bomba es instalado en el extremo inferior de lasarta de producción. Los rotores del motor van en la parte inferior y los “impellers” de labomba en la parte superior.El tamaño de la bomba es controlado por el tamaño del tamaño del revestimiento; sin embargo

este tipo de bombas se caracterizan por mover grandes volúmenes de fluido a grandesprofundidades.

El sistema básico consta de un motor eléctrico, una sección de sello, una sección de entradade fluido, una bomba centrífuga multietapa, cale eléctrico, panel de control y transformadores.


Características:• Altas tasas de producción (15000 bopd)• Altos contenidos de agua• Limitado por la profundidad del pozo• Fácil operación• Bajos costos de levantamiento.• Al momento de la producción se pueden usar tratamientos para la producción desólidos.• Limitado por la disponibilidad de energía eléctrica.• Los cambios de equipo son muy costosos.• Su operabilidad es de difícil análisis.


9.7 TIPOS DE RECOBRO

Durante la explotación de un campo de petróleo, se pueden presentar diferentes procesos derecobro de crudo como son:Recobro Primario: Se aprovecha la energía natural del yacimiento. El aceite puede serdesplazado en el yacimiento hacia superficie por gas (desplazamiento por capa de gas), poragua (empuje de agua), drenaje por gravedad o alguna combinación de estos mecanismos.Recobro Secundario: La energía es suministrada externamente. El recobro puede ser porInyección deGas, Inyección de Agua, Inyección combinada gas – agua, o logrando un ensanchamiento delradio efectivo del pozo por Cañoneo, Acidificación o Fracturamiento. La Inyección de aguaconsiste en inyectar agua por pozos denominados Inyectores que empujan el crudo hacia lospozos productores. La fracción de crudo que se puede recuperar por este método es función delos siguientes factores:

Eficiencia horizontal de Barrido: Es la eficiencia en el cubrimiento horizontal que hace el agua aldesplazarse desde los pozos inyectores hacia los productores.

Factor de Contacto: Son aquellas fracciones del volumen barrido que ha sido alcanzado ocontactado por el fluido inyectado. Este factor tiene que ver con la homogeneidad y a su vez seve afectado por efecto de barreras de arcilla, fallas, variaciones de permeabilidad, etc., los cualesaíslan bloques de crudo al barrido del agua.

Eficiencia de Desplazamiento: Es la fracción del crudo almacenado o la parte de formaciónque ha sido desplazada por el agua. El agua por acción de las variaciones de porosidad de la roca,se mueve con mayor facilidad por los poros de menor tamaño, dejando en los poros masgrandes gotas de crudo que no se pueden mover por acción de la tensión capilar. Esto origina loque se denomina petróleo residual.

Recobro Terciario: Este busca mejorar la eficiencia del barrido de la formación adicionando calor(como reductor de viscosidad) o inyectando productos químicos (Mejoramiento de la mojabilidadde los fluidos inyectados y ajustar o cambiar la tensión interfacial entre el crudo y el agua).


10 CONTROL DEL PROCESO

10.1 MEDICIÓN DE LAS VARIABLES DEL PROCESO

Como se mencionó anteriormente, existen cuatro variables fundamentales en todo procesoen la industria del petróleo, los cuales son presión, temperatura, nivel y flujo. Cada una deellas utilizan dispositivos especializados para medir cambios en le proceso.

PRESIÓN

Es la cantidad de fuerza que aplicamos sobre un área determinada. En la industria del petróleousamos con mayor frecuencia la unidad Psi (Pound per square inch – libra por pulgadacuadrada). La leída de un manómetro es Psig (medidor o gauge), generalmente se expresa solocomo Psi. La unidad para expresar valor absoluto es el Psia (Psia = Psig + 14.7). Cuando tenemospresiones bajas, las medimos en pulgadas de agua.Un TUBO BOURDON es un tubo hueco y curvado, cerrado en uno de sus extremos que detecta loscambios de presión y convierte este cambio en movimiento mecánico. Este movimiento estransmitido a otros dispositivos como manecillas o plumillas, a través de una uniónmecánica, la cual finalmente provee un medio visual para la lectura de la presión. Alaplicarle presión por su extremo hueco, este trata de enderezarse en su punta, estemovimiento es traducido por la conexión mecánica en un movimiento mucho mayor y pormedio de una plumilla es registrado en una carta de presión.


Otro elemento sensible a la presión es el DIAFRAGMA, el cual es usado para medir e indicarpequeños cambios de presión. Son hechos de caucho (diafragmas) o de materiales delgados.

ELEMENTO FUELLE es un tubo encerrado, hecho generalmente de caucho o materialesdelgados. Posee pliegues, lo que le permite reaccionar a manera de acordeón. Puede medir altaso bajas presiones.

TEMPERATURA

Es la medida del grado de calor o frió que posee una sustancia u objeto. Su aumento ocurre porfricción en el sistema, combustión o aumento de presión. En la industria del petróleo, lamedimos en grados FAHRENHEIT (ºF). En valores absolutos utilizamos grados RANKINE (ºR),y un grado Rankine equivale a los grados Fahrenheit más 460. Para su medición existen dosdispositivos, el primero usa propiedades mecánicas de la sustancia para expandirse cuandoes calentado y contraído cuando es enfriado. El segundo es conocido como dispositivoTERMOELÉCTRICO y funciona detectando cambios en el recorrido de la señal eléctrica en losmetales que son calentados o enfriados.

El dispositivo mecánico más usado es Termómetro Capilar Cilíndrico. Este consiste en una bolaque contiene fluido, por lo general alcohol o mercurio, conectado a un tubo capilar de vidrio. Eltubo o su soporte posee una escala. Cuando el fluido en la bola es calentado, este se expande yasciende por el capilar. Su nivel se lee en la escala y es el valor de temperatura actual. Algunasveces se encuentran en TERMOPOZOS, el cual es una cubierta protectora que se sumergedentro del fluido. El termopozo facilita cuando es necesario el cambio de instrumento sininterrumpir el proceso.

Los Detectores Térmicos de Resistencia (RTD – Resistance Thermal Detectors), es undispositivo termoeléctrico para la medición de la temperatura. Su principio es basado en elhecho de que cuando calentamos o enfriamos un cable por el que circula una corrienteeléctrica, la resistencia del cable también cambia en cantidades específicas cuantificables. Porlo general los RTD son cables de Níquel o Platino que están conectados a circuitos eléctricos.Este circuito eléctrico está conectado a la vez a un indicador el cual muestra el cambio detemperatura. Por lo general tienen una recubierta anticorrosiva de acero, diseñados para serintroducidos en las cisternas térmicas.

Esta conexión tiene conectores eléctricos para conectar el RTD a indicadores u otros dispositivos.

Los Acoples Térmicos, consisten de dos alambre metálicos diferentes unidos en uno de susextremos y conectados a un circuito eléctrico en el otro. El circuito está conectado a unindicador o dispositivo de control. Estos pueden encontrarse en sistemas de calefacción y decalentamiento de agua en hogares.


NIVEL

La medición de nivel en un tanque, es simplemente la altura del fluido con referencia alfondo del mismo. Los dispositivos existentes para la medición de nivel son: Flotador – Cable,Desplazador, Presión de altura, Capacitancia y Celda D/P (dispositivo diferencial de presión).

El Flotador con su Cable, es un dispositivo muy simple que se utiliza para medir nivel en tanquessin presión. Se le conoce también como flotador con cinta de medición. El dispositivo consisteen un flotador conectado a una cinta de medición externa al tanque, la cual se mueve dentro deuna escala aforada, que a su vez indica el nivel actual del tanque. Al cambiar el nivel del fluido,cambia la posición del flotador y a su vez el movimiento ascendente o descendente estransmitido a la cinta, reposicionandose su indicador el una nueva posición.

El desplazador, es un dispositivo que funciona de acuerdo al principio de flotación para medirla altura de un fluido en un recipiente. Son tubos hechos de materiales relativamentedelgados, diseñados de acuerdo a las propiedades del fluido al cual se le desea medir sunivel. El flotador está unido por su parte superior a un mecanismo de brazos, los cualestransmiten la fuerza (ascendente) ejercida por el flotador a un indicador. El desplazador secoloca en el fluido y su peso de flotación es medido por el medidor. Cuando el nivel en untanque sube, el peso de flotación del desplazador cambia, lo cual es registrado por el medidor.


El mecanismo de Presión de Altura funciona bajo el principio de proporcionalidad que existeentre la altura de un fluido en un tanque con la presión que este ejerce (Altura - Presiónhidrostática). Al notar el cambio de presión en el fluido en la parte inferior del recipiente, sepuede medir el nivel del fluido en forma indirecta. La presión hidrostática de un mismo fluidono cambia en función al ancho (diámetro) de un tanque que lo contenga. Solo varía en funciónde la altura.

Otro mecanismo que se utiliza para medir nivel es el de Capacitancia. La Capacitancia es lahabilidad de una sustancia de servir como “área de almacenaje” de la corriente eléctrica. El aguadulce y el agua salada son conocidos como buenos conductores de corriente, mientras que loshidrocarburos no lo son. Por tal razón, al medir niveles de hidrocarburos se usan dos placascapacitadoras con el líquido dieléctrico (aislante de energía) entre ellas. Algunas veces la pareddel tanque actúa como una de ellas y una sonda en el medio del tanque actúa como la otra. Elhidrocarburo se encuentra en medio de estas dos placas al cambiar de nivel, aumenta odisminuye la Capacitancia registrada de manera proporcional. En otras palabras elhidrocarburo es un aislante o dieléctrico que al subir de nivel, aumenta la Capacitanciaregistrada entre el sensor y la pared del tanque. Caso contrario (descenso de nivel)disminuye la Capacitancia por que ya no existe el “aislante de corriente” en el intervalo de alturaque se descendió.

FLUJO

Esta es una de las variables de proceso más importantes en la industria. Para cuantificarlo, setoman una o dos medidas como son la velocidad de flujo o el volumen total.

10.2 SISTEMA DE DESPACHO DE LIQUIDOS

BOMBAS

Una bomba es básicamente, un mecanismo construido para trasportar o mover líquidos deun lugar a otro.Existen varios fabricantes y clases de bombas, la clave para una selección apropiada,radica esencialmente en el conocimiento del proceso para el cual se requiere (volúmenes atransferir, bombeo de sustancias corrosivas, altas presiones, altas temperaturas, altasviscosidades, contenido de sólidos del fluido, etc.).

Podemos clasificarlas esencialmente en dos tipos: Centrífugas

y de Desplazamiento Positivo.


BOMBAS CENTRIFUGAS

Estas bombas son utilizadas en aplicaciones donde se tiene que mover un gran volumende fluido. Dentro de un campo de petróleo o facilidad, este tipo de bombas pueden ser vistas entrabajos como proveer agua en caso de incendios, vaciar tanques de almacenamiento, moverfluidos de proceso en plantas de gas, circular agua en torres de enfriamiento y en muchas otrasaplicaciones. Debido a su poco mantenimiento, la simplicidad en su construcción y operación,estas bombas presentan un menor costo. Las partes mas importantes son:

La Carcaza: La cual almacena y protege las partes internas.

El Impulsor: Es la parte que imparte energía al fluido bombeado. Este va unido al eje y rota a suvelocidad.

El Eje: Va unido al eje del motor por medio de un acople, el cual debe ser lo suficientementefuerte para resistir los cambios repentinos en la carga de la bomba y cuando se detenga elaccionador. El eje, transmite la energía que proporciona el motor al Impulsor.

Las Balineras: Son las que soportan el eje y reducen la fricción cuando este rota dentro de lacarcaza. Evitan movimientos del eje en cualquier sentido que puedan dañar la carcaza por lafricción.

Los Sellos o Empaques: Son utilizados para evitar fugas de fluido alrededor del eje.Generalmente son sellos mecánicos, los cuales tienen un anillo fijo y un anillo de rotación. Losanillos se encuentran fuertemente presionados alrededor del eje en la caja de prensaestopas.


La operación de estas bombas se basa como su nombre lo indica en la fuerza centrífuga,que es una fuerza que trata de mover objetos hacia fuera del centro de rotación. El impulsor, alrotar, genera esta fuerza y envía el fluido que se encuentra en sus paletas hacia fuera de sucentro. Este movimiento tiene dos efectos, el primero el fluido que se encuentra en las paletasdel impulsor, es forzado hacia la pared de la carcaza que lo conduce a la descarga de la bomba;el segundo, crea una succión en el centro del impulsor, lo que hace que mas fluido ingrese a suspaletas, para posteriormente ser bombeado El alineamiento del eje del accionador y el eje de labomba es critico para su buena operación. Si no hay una buena alineación, se generará unavibración, lo que puede hacer que las balineras se gasten, que sus partes internas se salgan de subalance, se generen fugas, ruptura de acoples y demás daños graves.

BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

Utilizadas cuando se trabaja con volúmenes bajos, o donde sean necesarias altas presiones.En el campo, podremos encontrar este tipo de bombas en trabajos de transferencia de productosdesde tanques hacia tuberías como crudo por ejemplo, reinyección de agua a yacimientos,bombeo de glicol para procesos de deshidratación, lubricación de compresores, etc. Estasbombas ofrecen ventajas en trabajos con fluidos densos, calientes y vaporizantes y puedenentregar volúmenes medidos de líquidos.

Dentro de las bombas de desplazamiento positivo, se tienen básicamente dos tiposde bombas:Las Bombas recíprocas y Las bombas Rotatorias.Las bombas reciprocas o reciprocantes, incluyen las bombas de pistón, embolo y de diafragma,

por lo tanto poseen pistones, émbolos y diafragmas que se mueven dentro de un cilindro haciadelante y atrás (movimiento recíproco). Son activadas por máquinas de combustión interna o pormotores eléctricos.

Poseen dos secciones, la de bombeo, la cual se encarga de bombear el fluido y la secciónaccionadora, la cual suministra la fuerza necesaria para operar. Si se desea bombear mas fluido, sepuede lograr, utilizando cilindros mas grandes, agregando mas cilindros o aumentando lavelocidad de la bomba. Algunas veces bombas que han sido programadas debidamente, puedenbombear en forma irregular, ocasionando niveles de vibración indeseados, Para estos casos seinstala un amortiguador de vibración, que es un recipiente que contiene gas, el cualcontrola las variaciones fuertes de volumen de fluido, evitando dicha vibración.

Las bombas con émbolos a diferencia de las de pistón, no ocupan toda el área de cilindro, locual es útil para el bombeo de fluidos a altas temperaturas o cuando el fluido bombeado haceque el pistón se pegue o que el cilindro se raye. Las bombas de diafragma, como su nombre loindican, consta de un diafragma hecho de un material parecido al caucho, cubierto con un discofino de metal donde se conecta a una biela. El diafragma se extiende a lo largo de la parte mas


ancha de cilindro de la bomba, separando una mitad del cilindro de la otra; debido a esto, este tipode bombas son útiles para el bombeo de fluidos corrosivos o abrasivos.

Las rotatorias, poseen engranajes, lóbulos, o rotores de rosca que rotan dentro de un cilindro paramover fluidos. Este tipo es ideal para aplicaciones con presiones de bajas a medias. Presentanuna presión de descarga mas uniforme que las recíprocas y no necesitan mucho mantenimiento.Son utilizadas en la mayoría de sistemas hidráulicos, lubricación de compresores y balineras,bombeo de aceite de la máquina y en la inyección de químicos. Las de rosca se utilizan entransferencia debido a su gran capacidad, sin embargo, son muy costosas y pueden ser dañadasfácilmente con materiales abrasivos.

Las bombas de desplazamiento positivo poseen varias partes móviles y por tanto, sulubricación es continua. Muchas de sus partes son lubricadas por el mismo fluido que esbombeado; sin embargo otras partes requieren grasa o aceite, suministrados por procesos delubricación como goteo y salpique, alimentación forzada, etc. Además de la lubricación, estasbombas también requieren ser enfriadas con aire o agua.

El mecanismo de funcionamiento consiste en que el fluido ingresa a una cámara,posteriormente es forzado por un pistón, émbolo u otro mecanismo a salir de ella,incrementándose la presión. Este punto es importante, puesto que en este tipo de bombas, albloquearse la descarga o un punto aguas debajo de ella, causará un incremento de presión, lacual puede romper la línea de descarga, generando lesiones a personas e incluso fatalidades, lomismo que derrames de líquido bombeado (contaminación). Para evitar esto, este tipo de


bombas deben tener siempre una VÁLVULA DE ALIVIO y una línea de desvío (BY-PASS),localizadas a una distancia corta aguas abajo de la descarga de la bomba.

10.3. MEDIDORES DE FLUJO

Uno de los objetivos fundamentales de la instalación de superficie y en la mayor parte deoperaciones realizadas en cualquier tipo de proceso industrial es el de poder medir y evaluartodos sus procesos lo cual permite generar programas de desarrollo que permitan suoptimización. Existen varios métodos para medir el caudal según sea el tipo VOLUMÉTRICO oMÁSICO.

a) MEDIDORES VOLUMETRICOS

Estos determinan el caudal en volumen de fluido, bien sea directamente (desplazamiento) o bienindirectamente por deducción (presión diferencial, área variable, velocidad, fuerza, tensióninducida, torbellino). En la industria en general, la medida de caudal volumétrico se lleva acabo principalmente con elementos que dan lugar a una presión diferencial al paso de fluidos(placa de orificio, tobera o tubo venturi).

Para el caso de medición de gas en campo, se utilizan medidores cuyo elemento primario delmedidor es una PLATINA DE ORIFICIO. Esta consiste de una placa perforada instalada en latubería, con un sistema de tomas de presión ubicados en la parte anterior y posterior de laplaca las cuales captan la presión diferencial, esta presión diferencial es proporcional alcuadrado del caudal que fluye a través del sistema. La disposición de las tomas de presión puedeser de:

Tomas en la brida (Flange Taps): Es bastante utilizada por que su instalación es cómoda, yaque las tomas están taladradas en las bridas que soportan la platina y situadas a 1 pulgadade distancia de la misma.

Tomas en la vena contraída (Vena Contracta Taps): La toma posterior esta situada en un puntodonde la vena alcanza su diámetro más pequeño, lo cual depende de los diámetros y sepresenta a ½ diámetro de la tubería. La toma anterior se sitúa a 1 diámetro de la tubería.

Tomas radiales (Radius Taps): Son parecidas a las anteriores, pero fijando siempre las tomasanterior y posterior a 1 diámetro y a ½ diámetro respectivamente.

Tomas en la cámara anular (Corner Taps): las tomas están ubicadas inmediatamente antes ydespués del diafragma y requieren el empleo de una cámara anular especial. Muy usadas enEuropa.

Tomas en la tubería ( Pipe Taps): Las tomas anterior y posterior están situadas a 2.5 diámetros y


a 8 diámetros respectivamente. Se emplean cuando se desea aumentar el intervalo de medidade un medidor de caudal dado. La situación de las tomas esta en un lugar menos sensible a lamedida.

El orificio puede ser CONCÉNTRICO, EXCÉNTRICO o SEGMENTAL con un pequeño orificio depurga para los pequeños arrastres sólidos o gaseosos que puede llevar el fluido. Los dos últimostipos

(Excéntrico y Segmental), permiten medir caudales de fluidos con pequeños arrastressólidos o gaseosos.La precisión de este tipo de medición es del orden de +/- 1 a +/- 2%.

Para el caso de medición de líquidos en campo, se usan generalmente TURBINAS (Aceite yAgua). Estos son del tipo Volumétrico cuyo sistema de medición es la VELOCIDAD a diferencia dePresión Diferencial en Platinas de Orificio.

Estos medidores consisten en un ROTOR que gira al paso de fluido con una velocidaddirectamente proporcional al caudal. La velocidad de flujo ejerce una fuerza de arrastre en elrotor; la diferencia de presiones debido al cambio de área entre el rotor y el cono posterior ejerceuna fuerza igual y opuesta, lo que origina un equilibrio hidrodinámico del rotor, evitando lanecesidad de usar rodamientos axiales y por lo tanto rozamientos. Estos medidores usan dostipos de convertidores para evaluar la velocidad de la turbina: el de RELUCTANCIA y el de tipoINDUCTIVO.


En el de Reluctancia, la velocidad es determinada por el paso de cada aspa o paleta de la turbinaa través de un campo magnético, el cual es creado por un imán montado en una bobinacaptadora exterior. Al pasar cada paleta, varia la reluctancia del circuito magnético. Estavariación cambia el flujo induciendo en la bobina captadora una corriente alterna, la cual esproporcional al giro de la turbina.

En el de tipo Inductivo, el rotor lleva incorporado un imán y su campo magnético (generado),induce una corriente alterna en una bobina captadora exterior.En los dos casos anteriores, la frecuencia generada por el rotor de la turbina es proporcional alcaudal, estando entre valores de 250 a 1200 ciclos por segundo.

La utilización de turbinas está limitada por la viscosidad del fluido, por lo tanto su aplicaciónrequiere fluidos con viscosidades superiores a 3-5 CENTISTOKES. La precisión es muy buena +/-0.3%.

Su máxima precisión se alcanza con un RÉGIMEN LAMINAR, instalando el instrumento sobretuberías rectas con distancias de 15 diámetros aguas arriba y 6 diámetros aguas abajo. Puedemedir fluidos de líquidos limpios o filtrados.

Se debe evitar que se vacié la tubería que lo contiene, pues este instrumento es sensible alchoque de fluidos a alta velocidad contra el medidor vacío; también es sensible a lasobrevelocidad.

El campo de medida llega hasta una relación de 15:1 y su escala es lineal. La frecuenciagenerada es transmitida a un convertidor indicador o a un totalizador.


Otros tipos de medidores volumétricos:

• De Área Variable (Rotámetros).• De Fuerza (Placa de Impacto)• De Tensión Inducida (Medidor Magnético)• Desplazamiento Positivo (Disco giratorio, Pistón Oscilante, Pistón Alternativo,Paredes Deformables).• Torbellino (Medidor de frecuencia de termistancia , o condensador o ultrasonidos)• Oscilante (Válvula Oscilante).

b) MEDIDORES MÁSICOS

En este tipo de medidores, la determinación del caudal de masa puede llevarse a caboteniendo una medida volumétrica y compensándola por variaciones en la Densidad, oaprovechando características medibles en la masa del fluido.

Dentro de Medidores Másicos tenemos:

• Medidores volumétricos con compensación por presión y temperatura.• Térmicos (Diferencia de temperatura entre dos sondas de resistencia).• Momento Angular (Medidor Axial)• Fuerza de Coriolis (Tubo en vibración)• Presión Diferencial (Puente Hidráulico)


10.4 SISTEMA DE COMPRESION DE GAS

COMPRESORES

Un compresor es un mecanismo accionado por una fuerza motriz que sirve para elevar lapresión de un gas sobre el cual actúa realizando un trabajo. Los compresores y las bombasson los impulsores de fluidos más importantes.

Comprimir tiene varios propósitos:• Transmitir potencia.• Proveer aire para la combustión.• Transportar y distribuir gas.• Circular un gas dentro de un proceso o sistema.• Producir condiciones mas propicias para reacciones químicas.• Producir y mantener distintos niveles de presión para múltiple propósitos.

En términos generales, los compresores se clasifican de acuerdo a los gases que van acomprimir en:

• Compresores de aire.• Compresores para gases diversos (Oxígeno, Nitrógeno, Hidrógeno, Helio, Acetileno, Etc.).• Compresores de frío (Refrigeración)

La buena operación de un compresor se mide por dos factores:

• El Volumen• La Presión del Aire Expelido.

Debido a que el aire es más abundante y económico se suele comprimir mas que cualquier otro.Los compresores que suministran aire comprimido a presiones inferiores a 30 Psig, se conocencomo Ventiladores.


TIPOS DE COMPRESORES:

Existe una gran variedad de compresores y se clasifican de acuerdo a su manera deoperar como se aprecia en el siguiente cuadro.

COMPRESORES DE AIRE

1. DESPLAZAMIENTOPOSITIVO

A. ALTERNATIVOS 1. PISTÓN2. DIAFRAGMA1. PALETA DESLIZANTE

B. ROTATORIOS 2. ANILLO LIQUIDO3. TIPO ROOTS4. TORNILLO SIN FIN

2. DINÁMICOS A. RADIALB. AXIAL

a) COMPRESORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVOEstos aumentan la presión directamente por reducción del volumen de la cámara que encierra elgas. COMPRESORES ALTERNATIVOS


Se caracterizan por tener partes que alternan en su movimiento para comprimir el aire y puedenser de piston o de diafragma.

En los de Pistón, el funcionamiento es similar al motor de combustión interna. El pistón recibe elgas (Admisión), llenando la capacidad del cilindro hasta cerrar la válvula (Inyección y Escape).Luego sube y comprime el gas y posteriormente lo expulsa. Pueden ser de doble efecto, es decirel pistón comprime en su carrera ascendente y también lo hace en su carrera descendente.

En los de Diafragma, es igual al anterior con la diferencia que para su funcionamiento usa undiafragma flexible en una cámara de compresión en vez de un pistón alternativo. El diafragmapuede ser accionado por medios mecánicos o hidráulicos y puede ser de una o varias etapas. En elcompresor de diafragma accionado mecánicamente, el eje está conectado a un motor eléctricoque lo hace girar. En el accionado hidráulicamente, el movimiento del diafragma es causadopor presión alternativa hidráulica ejercida sobre la parte inferior del diafragma.

ROTATORIOS

Estos como su nombre lo indican, emplean rotores para realizar la compresión. Pueden serde varios tipos:

De Aleta Corrediza, los cuales tienen un rotor redondo montado excéntricamente en elcilindro. En el rotor hay una serie de ranuras y cada ranura lleva una aleta. Con la revolucióndel rotor, las aletas entran y salen en la ranura. El borde exterior de cada aleta se mantiene encontacto con el cilindro por la fuerza del rotor en movimiento. La compresión se realiza de lasiguiente manera: el aire que se induce en la cámara por el orificio de entrada, es atrapado en lasaletas que lo llevan por el cilindro. Al girar el rotor, se va reduciendo el espacio existente entrelas aletas (compresión) y el aire contenido en ese espacio se comprime hasta llegar al orificio desalida. De Anillo Líquido, es similar al anterior en su construcción. El rotor se montaexcéntricamente en el cilindro y lleva una serie de aletas fijas. El cilindro se llena parcialmentecon un líquido (generalmente agua si la máquina comprime aire), se agita por la acción de lasaletas del rotor y forma un anillo. La distancia entre el borde interior de anillo líquido y el rotores variable y con ello varia el espacio entre las aletas. El aire se comprime entre el líquido y lasaletas del rotor. La compresión se produce así: El aire es succionado y se introduce en elcilindro; luego pasa al espacio que queda entre el líquido y las aletas del rotor donde secomprime. El aire se comprime una vez por cada revolución del rotor y se pueden obtenervarios ciclos de compresión dando una forma adecuada a la cara interior del cilindro.


En la práctica, sin embargo, los ciclos se limitan a dos.

De tipo Roots, este tipo tiene dos o mas rotores encerrados en una caja, los rotores tienenlóbulos no redondos que giran sobre ejes paralelos separados y accionados exteriormente pormecanismos sincronizados perfectamente para que engranen correctamente. Los rotores notienen contacto con la caja ni entre si.La compresión tiene lugar de la siguiente manera: el aire es succionado por el orificio de entraday se introduce en la cámara de compresión; los rotores que giran forzan su paso por la caja;como el espacio de los rotores entre si y con la caja es reducido, el aire debe comprimirse en esosespacios; el aire comprimido es expulsado por el orificio de salida. La presión a la cual secomprime el gas es baja por que el aire no sufre mucha compresión, pero el volumen es altopor que el aire fluye constantemente hacia la cámara de compresión.

Los compresores rotatorios de Tornillo sin Fin, tienen dos rotores que engranan con lóbulos enforma de tornillo. Los rotores son accionados por un mecanismo externo. En el rotor macholos lóbulos son convexos, mientras que en el rotor hembra los lóbulos son cóncavos. El espacioentre los rotores macho y hembra y entre estos y la caja, debe ser lo mas pequeñoposible. El aire entra a la cámara de compresión y penetra en el espacio libre que dejanlos rotores. Los rotores engranan al girar y obligan al aire a pasar por la rosca. El aire escomprimido debido a que se reduce su volumen.

b) COMPRESORES DINÁMICOS

Son aquellos que tienen paletas o impulsadores que giran a gran revolución para aumentar lavelocidad y presión del aire. Son también llamados compresores aerodinámicos oturbocompresores.Los compresores dinámicos se clasifican según la dirección del flujo del aire a lo largo de losrotores y pueden ser de flujo RADIAL o de flujo AXIAL.

DE FLUJO RADIAL

También llamado compresor centrífugo. Tiene paletas fijas y giran en una caja de diseñoespecial. El aire entra por un extremo del rotor, aumenta su velocidad y es expelido. Del rotor elaire pasa al difusor. Cuando el aire entra al difusor, disminuye su velocidad y aumenta supresión para luego pasar a la caja y buscar la salida. Estos compresores pueden entregar aire aalta o baja presión, según la forma del rotor y el difusor. El volumen entregado siempre es alto.Cuando el aire entra por un solo lado del rotor, se denomina “de flujo simple”, cuando entra porambos lados del rotor, se denomina “de doble flujo”.

El rotor y el difusor no se tocan en este tipo de compresores, por lo cual no necesita lubricacióninterna. La lubricación se reduce a los cojinetes y engranajes y el método depende del tamaño dela máquina. Las grandes tienen un sistema de circulación de aceite y las pequeñas usan grasa obaño de aceite.


DE FLUJO AXIAL

Estos son similares a los de flujo radial, con la excepción de que el aire fluye de maneradistinta a lo largo del rotor. Este se mueve paralelamente al eje del rotor. La caja de la cámarade compresión es amplia en el extremo de la entrada de aire y estrecha en el de la salida del aire.La caja lleva montadas series de hileras de paletas curvas fijas que alternan con paletas curvasmóviles montadas en el rotor giratorio. En la parte estrecha, las paletas son mas cortas y elespacio entre ellas es mas pequeño. La curvatura de las paletas fijas es opuesta a la de las paletasmóviles.

El aire entra por el extremo amplio hacia el primer grupo de paletas móviles. La forma deestas es tal que aumentan considerablemente la velocidad del aire antes de hacerlo pasarpor el grupo de paletas fijas que sigue. Al pasar por las paletas fijas, el aire reduce su velocidaddebido a la forma curva de las paletas y aumenta su presión.

El proceso de aumentar y disminuir la velocidad del aire alternadamente y aumentar cada vezmas su presión, continua en toda la longitud del rotor en etapas, debido a la forma de laspaletas. El aire comprimido es expelido por la parte estrecha.

El aire generado por un compresor axial tiene alta presión y volumen; es mas pequeño que unode flujo radial y puede procesar grandes volúmenes de aire con gran eficacia, ya que una solaunidad es de por si de varios pasos. Debido a que las paletas fijas y las móviles no se tocan, nose necesita de lubricación interna. La lubricación se reduce a cojinetes y engranajes como en loscompresores de flujo radial.

REQUERIMIENTOS DE LOS LUBRICANTES PARA COMPRESORES

El uso de un lubricante adecuado asegura el buen funcionamiento de uncompresor.La emulsificación se convierte en un problema para los compresores alternativos cuando el airedel enfriador intermedio llega a la temperatura del punto de condensación previo a la presiónde operación.

El punto de condensación es la temperatura a la cual el vapor de agua comienza a condensarseen el aire y forma gotitas de agua. Si la emulsión entra en el carter en grandes cantidades, puedecausar una rotura de los cojinetes.

El aceite lubricante presente en las paredes del cilindro se emulsificará fácilmente con el agua.

El aceite que rodea el agua la hará menos corrosiva (menos propensa a causar herrumbre), peroel aceite perderá alguna de sus propiedades lubricantes y permitirá el desgaste.


10.5 MOTORES

Un motor es una máquina que cambia una forma de energía en POTENCIA (fuerza y movimiento).Así por ejemplo, la energía que lleva el combustible entra al motor y se transforma enmovimiento. El cuerpo humano podría catalogarse como un motor, ya que transforma laenergía contenida en los alimentos en fuerza y movimiento.

TIPOS DE MOTORES

En el siguiente cuadro se aprecian los tipos de motores mas conocidos según la fuente deenergía que utilizan.

TIPO DE MOTORMotor de Combustión

FUENTE DE ENERGÍAGasolina, Diesel, Fuel Oil, Kerosene,

OBSERVACIONESPuede ser de 2 o 4 tiempos

Interna Gas, Crudo y tener 1 o varios cilindros,dispuestos en línea o en “V”.El pistón se mueve dentrodelcilindro.

Eléctrico Energía Eléctrica Un rotor se mueve dentrodeun estator.

MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA

Este tipo de motor utiliza un combustible, lo encierra en un cilindro, lo enciende y con estoproduce el movimiento del motor.Un motor está constituido por uno o varios cilindros, dentro de los cuales se realiza laexplosión de la mezcla aire – gasolina que proporciona el carburador, y cuya enorme fuerzaexpansiva se convierte en energía mecánica.

Dentro de cada cilindro se desplaza un pistón hacia arriba y hacia abajo, que por una biela seenlaza a una manivela o codo del cigüeñal, cuya rotación es la que se transmite a las ruedas.Cuando el pistón recibe por su parte alta la explosión de la mezcla aire – gasolina, sedesplaza con fuerza hacia abajo y su movimiento rectilíneo se convierte por medio de la biela enun giro del cigüeñal.

Recíprocamente, si este gira, el pistón va enlazado por la biela tendrá que moverse hacia arriba yhacia abajo del cilindro. En los costados superiores del cilindro existen dos conductos, uno deadmisión por donde ingresa la mezcla y otro de escape para evacuarla al exterior cuando ya se haquemado. Estos dos orificios se cierran y abren por medio de válvulas.


El cilindro adicionalmente, viene con una bujía (motores a gasolina), la cual proporciona un chispaeléctrica que quema la mezcla gasolina – aire. Esta chispa salta en el momento conveniente.

Dentro de los cilindros, la distancia de recorrido del pistón desde el punto mas bajo hasta elpunto mas alto, se conoce como CARRERA.

En un motor de 4 tiempos se llevan a cabo 4 etapas.

El la primera etapa (Admisión), el pistón se encuentra en la parte mas alta y empieza adescender; en este instante se abre la válvula de admisión y la mezcla es aspirada por el pistón quedesciende y se va llenando el cilindro. La válvula de admisión se cierra cuando el pistón llega a laparte mas baja del recorrido y el cigüeñal ha dado media vuelta.

En la segunda etapa (Compresión), el pistón sube desde la parte inferior y las dos válvulas(admisión y escape) están cerradas, de esta manera, los gases que se encuentran en el cilindro,comienzan a comprimirse y por esta acción se caliente, lográndose así una mejor condición parala explosión que va a realizarse en la siguiente etapa. El cigüeñal ha dado otra media vuelta.

En la tercera etapa o tiempo (Explosión), estando los gases comprimidos, salta la chispa en labujía que los inflama; la fuerza de la explosión lanza el pistón desde el punto mas alto del cilindrohacia el punto mas bajo ocasionando un fuerte impulso que se transmite por el pistón hacia labiela y esta a su vez hacia el cigüeñal y su volante. Durante la carrera del émbolo en la explosión,las dos válvulas han permanecido cerradas y el cigüeñal efectúa una tercera media vuelta.

En el cuarto tiempo (Escape), el pistón se encuentra en la parte mas baja de su recorrido, laválvula de escape se abre y el pistón al subir, empieza a expulsar los gases quemados hacia elexterior por la tubería de escape. Al llegar el pistón al punto mas alto, se cierra la válvula deescape. El cigüeñal ha girado otra media vuelta.

Luego se abre la válvula de admisión y se repiten todas las fases anteriores en la misma forma y enel mismo orden, mientras el motor está funcionando; el conjunto de las cuatro operacionesdistintas (Admisión, Compresión, Explosión y escape) se llama ciclo de cuatro tiempos.

Como a cada tiempo del motor le corresponde media vuelta del cigüeñal, el ciclo se realiza encuatro medias vueltas, o sea en dos vueltas completas del cigüeñal.


En el caso de motores Diesel, el funcionamiento es igual al anterior a excepción de que no usabujías sino inyectores de combustible y este en lugar de encender por chispa, lo hace poralta temperatura lograda por la compresión.

La potencia del motor depende de la cantidad de mezcla que haga explosión en el cilindro. Enlugar de hacer un solo cilindro, se pueden hacer varios mas pequeños, lo que hará una marchamas regular.

Para la lubricación, este tipo de motores posee una bomba que aspira el lubricante que seencuentra en la parte inferior del CARTER a través de un flotador, lo pasa posteriormente por unfiltro y de allí va por unos ductos que van a lubricar el cigüeñal, árbol de levas y balancines deválvulas. El lubricante retorna luego al Carter para repetir el recorrido.

La Sociedad de Ingenieros Automotrices (SAE) ha establecido unos grados (rangos ogrupos) de viscosidad para motores.Los grados de aceite que llevan la letra “W” son apropiados para el funcionamiento en frío de

los motores; los que no llevan”W” trabajan especialmente bien cuando el motor seencuentra caliente. Para motores cuya temperatura varia mucho (funcionamiento interrumpido)se han fabricado aceites multigrados, que operan adecuadamente cuando el motor esta frío ocaliente. Por otro lado, el Instituto Americano del Petróleo (API) ha clasificado los aceites demotor de acuerdo al tipo de trabajo que estos puedan realizar.

La clasificación se ha dividido en aceites para motores a gasolina y aceites para motores diésel

Aceites para Motores a Gasolina

SA: Aceites automotores compuestos únicamente por la base lubricante.SB: Aceites automotores compuestos por la base lubricante y por aditivos antioxidantes yanticorrosivos. SC: Cumple con la necesidad de los motores a gasolina fabricados entre 1964 y1967.SD: Cumple con los requisitos de lubricación de motores entre 1968 hasta 1971SE: Presenta mayor protección que los SD y cumple con los requisitos de lubricación de motores

a gasolina construidos entre 1972 y 1980. Un aceite con esta especificación cumple con lasanteriores categorías de servicio.

SF: Los aceites con esta categoría protegen contra la formación de depósitos, herrumbre ycorrosión.

Cumple con los requerimientos de lubricación de los motores a gasolina fabricados a partir de1980.


Aceites para Motores Diesel

CA: Motores Diesel sometidos a trabajo liviano.CB: Trabajo moderado (Camiones, Buses, etc.) y que utilicen combustibles de buenacalidad. CC: Motores Diesel no turboalimentados pero que trabajan bajo condicionesseveras.CD: Motores turboalimentados o no y que trabajan bajo condiciones criticas (maquinariapesada).

Máxima protección contra formación de depósitos a baja y alta temperatura, desgaste, oxidación yCorrosión. Esta categoría cubre la CA, CB, y CC.

Todo envase de aceite debe venir marcado con el grado de viscosidad SAE y eltipo API

Los motores con funcionamiento a gas (Gas Natural), necesitan un aceite que produzca pocascenizas con el fin de reducir a un mínimo la formación de depósitos en la cámara de combustión,que pudieran producir pre-ignición y daños severos.


11. FACILIDADES DE SUPERFICIE

Una instalación de superficie, llamada en el ambiente petrolero, EPF Early Production Facilities,batería de producción o estación de producción es el grupo de equipos, instalaciones y elementosque permiten tomar los fluidos provenientes de pozos productores de crudo (crudo, agua, gas ysólidos), separarlos en cada una de sus fases, analizarlos, tratarlos, medirlos y despacharlos a suun destino predeterminado.

El diseño de los sistemas de producción (Facilidad) guarda estrecha relación con la cantidad ycalidad de los fluidos que se esperan producir; no es lo mismo producir solamente gas en grandesvolúmenes y alta presión, que petróleo con una baja relación gas – aceite y con alto volumen deagua. Cada uno de los sistemas del ejemplo anterior requiere diferentes equipos, dimensiones yconsideraciones en general para el diseño de una facilidad.

En una batería todos los pozos llegan a un sitio común denominado MANIFOLD o MÚLTIPLE ydesde este punto cada pozo es enviado a un sitio determinado de la Batería o facilidad,que puede ser un tanque, separador, calentador, etc. La operación más común que se lleva acabo en un MANIFOLD o múltiple es generalmente direccionar un pozo hacia un SEPARADOR de


prueba con el fin de determinar su producción, con la ayuda de elementos y equipos de medicióninstalados en el mismo. Otros equipos que normalmente se encuentran en una facilidad sontanques de almacenamiento, tratadores térmicos, intercambiadores de calor, bombas,válvulas, medidores de flujo, controladores, compresores, generadores e instalacionescomplementarias.

11.1 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN Y DESALACIÓN DE CRUDO

La comercialización del petróleo crudo tiene como destino final su destilación en refinerías. Estaspara poder efectuar su proceso, en la forma más viable y económica posible, exigendeterminadas condiciones de calidad del petróleo crudo, de manera especial en lo relacionado asu contenido de agua, sal y sedimentos, mas conocido como BS&W. La sal causa deterioro enoleoductos y refinerías, debido a su alto poder corrosivo y los sedimentos ocasionan problemasen los procesos de destilación. Por esto es fundamental que una facilidad cuente con losmecanismos y equipos que garanticen la entrega de un crudo con un mínimo de impurezas,cuyos valores son definidos por entes gubernamentales o compradores.En la mayoría de los campos de petróleo, el agua se produce asociada con el petróleo. Suproducción seincrementa con la vida productiva del campo, yaque esta trata de invadir los espacios que inicialmente se encontraban con hidrocarburo. El

agua así producida puede clasificarse en dos categorías, la primera como agua libre, que es la defácil separación (por simple diferencia de densidades hay separación) y la segunda que es aguaen emulsión, que es aquella que no puede separase por simple decantación, sino que hay querecurrir a otros métodos de tratamiento como son tratamiento químico, térmico, eléctrico,filtración, centrífugo, y tratamientos combinados, con los cuales eliminamos las emulsiones. Lasemulsiones contienen alto contenido de sal y son las causantes de la mayoría de los sedimentos.

EMULSIONES

Se denomina emulsión a una mezcla íntima de dos fases líquidas tales como aceite y agua, en lacual una de ellas está dispersa en la otra. Por lo común se encuentran dos tipos deemulsiones, aceite emulsificado en agua (AC/AG) y agua emulsificada en aceite (AG/AC).

Las aguas de desecho aceitoso por lo común pueden distinguirse visualmente de las emulsionesde aceite de desecho. La emulsión AC/AG tiene justamente laapariencia aceitosa, la del agua sucia; una gota de esta emulsión se dispersará al ponerla en agua.Una emulsión AG/AC es generalmente espesa y viscosa; una gota de esta emulsión no sedispersará al ponerla en agua.. este último es el timo de emulsión más frecuente en loshidrocarburos, razón por lo cual se le denomina EMULSIONES NORMALES. El otro tipo deemulsión es muy casual y se le denominan EMULSIONES INVERTIDAS.


El tamaño de los glóbulos varia desde 0.00001 milímetros hasta varios milímetros de diámetro.

La ESTABILIDAD es una propiedad que depende del mayor o menor grado de resistencia queopongan las emulsiones al rompimiento y separación de sus glóbulos. Las emulsiones inestablespor lo tanto, son de fácil rompimiento, solo basta dejar la mezcla un periodo prudencial yesta se separa por sí sola. Cuando una emulsión es estable, romperla requiere de ciertostratamientos con el fin de lograr una fase en óptimas condiciones para su transferencia oventa como es el caso de la separación del agua al petróleo.

Una EMULSIÓN ESTABLE está formada Por:

Una fase dispersa formada por las partículas del líquido que está en emulsión. Una fasecontinua formada por el líquido que rodea la fase dispersa.Un Agente Emulsificante, el cual permite la estabilidad de la emulsión. (Generalmentepartículas diminutas que se acumulan y son retenidasen lainterfase de los dos líquidos por medio de un fenómeno físico llamado ADSORCIÓN – Adhesiónfísica de moléculas o pequeñas partículas a las superficies de un sólido, un adsorbente, si llevarsea cabo una reacción química).

Un AGENTE EMULSIFICANTE, tiene las siguientes características:

Puede ser una sustancia de tamaño coloidal, finamente dividida, soluble o insoluble enpetróleo o en agua, formando una suspensión coloidal.Se comporta como una molécula con raíces, mantenida en tal posición por medio de cargaseléctricas iónicas que a veces llegan a los 0.05 voltios.Actúa como un forro envolviendo la molécula de agua por adsorción, evitando que se juntenentre ellas y se separen del crudo.

Los Agentes emulsificantes más comunes en emulsiones Agua en Petróleo son:Sustancias asfálticas

Sustancias resinosasÁcidos orgánicos solubles en petróleoArcilla saturada con petróleoJabones de calcioNegro de humo

Los Agentes emulsificantes más comunes en emulsiones Petróleo en Agua son:ArcillaSíliceJabones de sodioSales metálicas


Suspensión Coloidal: Algunas arcillas, cuando son sometidas a un proceso de agitación dentrode una fase acuosa, por un periodo suficiente que permita su dispersión, permanecen endispersión por mucho tiempo, y la suspensión así obtenida tiene características o propiedadesfísicas muy especiales no comparable a la de sus componentes. Esta suspensión se denominaColoidal.Al parecer las emulsiones agua en aceite, se comportan como suspensiones coloidales conpropiedades físicas especiales. La forma esférica de los glóbulos de agua en el aceite, esconsecuencia de la mayor tensión superficial del agua, que la obliga a presentar una mínimasuperficie de contacto con el aceite.Es muy variable, pero parece existir un cierto porcentaje de agua en el cual la emulsión esmáxima. Al aumentar la viscosidad y la densidad de un crudo, aumenta la tendencia aformar emulsiones.


11.2 TIPOS DE TRATAMIENTO

TRATAMIENTO QUÍMICO

Se agregan determinadas sustancias químicas llamadas DEMULSIFICANTES, los cuales seconcentran en la interfase de la emulsión y atacan la sustancia causante de la emulsión ya seapor alteración de la tensión interfacial, por variación de la MOJABILIDAD, debilitación de lapelícula emulsificante o neutralizando las cargas de los glóbulos de la emulsión.Los agentes DEMULSIFICANTES más comunes para emulsiones normales son:

• Sílice finamente pulverizada.• Oxido de hierro• Arcilla• Sales solubles en agua (NaCl).• Ácido sulfúrico• Cloruro férrico• Fenol• Ácido cresílico• Ácido esteárico• Ácido oleico• Oleato de sodio• Ácidos sulfónicos aromáticos• Compuestos sulfonados orgánicos• Silicato de sodio• Otros.

Para la determinación del demulsificante apropiado, se realizan pruebas de laboratorio,variando productos y dosificaciones.Su aplicación debe incluir una buena agitación y tiempo prudencial de mezcla, por estarazón es importante escoger el mejor sitio de inyección.Estos sitios pueden ser la línea de flujo (cerca de cabeza de pozo), en el fondo del pozo a través

del anular entre casing y tubing, en tanques, etc.Las emulsiones en caliente se rompen con mayor facilidad que en frío.

Dentro de las ventajas de este tratamiento tenemos:• Bajo costo de instalación y operación• Equipo y proceso sencillo• Adaptable fácilmente para altas y bajas presiones• Demulsificación rápida y efectiva• No alteración de calidad del crudo.


TRATAMIENTO TÉRMICO

Se aplica calor a las emulsiones. Con el fin de reducir la cantidad de calor requerida, esnecesario, liberar el gas y el agua libre antes de realizar el tratamiento.Cuando se aplica calor se favorece el rompimiento de la emulsión por las siguientes razones:

Dilata la película de emulsificante que rodea las gotas de agua, la debilita y facilita la unión definal del agua. Incrementa el movimiento de las moléculasde agua, propiciando la colisión entre ellas y rompiendo la película que las separabainicialmente.

Reduce la viscosidad del crudo. Mejor movimiento y colisiones.Ayuda a aumentar la diferencia de densidad entre el crudo y el agua, facilitando lasegregación. Reduce la tensión superficial del agua, facilitando la unión de los glóbulos.

Para este tratamiento se utilizan Calentadores directos (emulsión en contacto directo con elelemento de calentamiento) e indirectos y/o Tratadores.

Este tipo de tratamiento algunas veces no es completamente efectivo, pues se puederequerir temperaturas por arriba del punto de ebullición del agua, lo que acarrea pérdidade hidrocarburos livianos.

TRATAMIENTO ELÉCTRICO

Al pasar gotas de agua en medio de dos electrodos a los cuales se les carga con un alto voltaje,las gotas adquieren carga por Inducción, un lado con carga positiva y el otro con carganegativa, lo que origina una atracción entre los lados con cargas opuestas, alineándose yformando cadenas continuas que mas tarde se asientan en la fase acuosa. Este proceso sefacilita por incrementos de temperatura. Los voltajes aplicados varían entre 5000 y 10000voltios por pulgada entre los electrodos.

TRATAMIENTO POR FILTRACIÓN

La emulsión es rota al hacerla pasar por un medio poroso (filtro) bajo condiciones especiales depresión. Cuando el medio poroso es de tipo humedecido por agua, la fase de aceite pasa a travésy se estabiliza en la parte superior, mientras que el agua es absorbida por el lecho filtrantefacilitando su sedimentación en la fase acuosa.


Los materiales mas comúnmente usado en este tratamiento son:• Biruta de madera especial.• Arena.• Tierra de diatomáceas.• Lana de vidrio.

Este proceso solo se ve operar en campos viejos, pues actualmente se utilizan procesoscombinados de Demulsificación más sofisticados y eficientes.

TRATAMIENTO CENTRÍFUGO

Se logra la separación de fases por medio de fuerza centrífuga, debido a la diferencia dedensidades existentes. La mezcla en el proceso es precalentada con el fin de reducir laviscosidad del petróleo, posteriormente entra por una sección central de un recipiente hacia suparte inferior donde un dispositivo le imprime una fuerza centrífuga y lanza el agua hacia laperiferia por ser más densa que el crudo. El crudo limpio fluye por la parte superior cerca de laparte central del dispositivo.

TRATAMIENTO COMBINADO

Estos tratamientos permiten trabajar con grandes volúmenes y a presiones y temperaturas masvariadas. Los diseños varían de acuerdo al tipo de crudo, las emulsiones presentes y lascondiciones de presión y temperatura.


11.3 ACCESORIOS Y EQUIPOS

MANIFOLD DE PRODUCCIÓN

Como se dijo anteriormente es el primer lugar de recibo de fluidos provenientes de lospozos, desde donde a través de un sistema de válvulas se direccionan dichos fluidos haciadeterminado equipo de la facilidad, según la operación a realizar. El manifold permite el manejototal o individual del flujo de los diferentes pozos para la medición y recolección del petróleo yfacilitar trabajos de reparación.

VÁLVULAS

Son mecanismos para controlar el flujo de fluidos (líquidos y gases). Pueden ser operadasmanual o automáticamente. La operación automática puede ser de tipo eléctrico oneumático. Las válvulas manuales pueden convertirse en automáticas colocándoles unactuador.


Existen diferentes tipos, dependiendo de su uso o aplicación, las manuales más comunes son:

a) Válvulas de Compuerta

Una compuerta permite o no (parcial o totalmente) el flujo a través de ella. Generalmente sonválvulas grandes y la compuerta se abre o cierra por medio de un volante.

Existen dos tipos:

la primera es la de vástago externo, el cual sube o baja al ser accionada la válvula; en esta esfácilmente apreciable si la válvula esta abierta o cerrada, apreciando la posición delvástago.La segunda es la roscada internamente, en la cual no se aprecia movimiento del vástago.Ambos tipos abren y cierran de la misma forma. Para abrir, de vueltas al volante en el sentidocontrario a las manecillas del reloj hasta que tope. Posteriormente, gire el volante un poco ensentido contrario para evitar que la válvula se pegue por cualquier motivo. Para cerrar, devueltas al volante en sentido de las manecillas del reloj hasta que baja todo el vástago y tope elvolante. Gire el volante ¼ de vuelta en sentido contrario.Algunas válvulas requieren ser abiertas o cerradas fuertemente, sin devolver un poco el volante

(ejemplo las de marca WKM). Consulte el fabricante.

b) Válvulas de Bola, Tapón y Mariposa

Estas son similares en su operación y diseño. Se caracterizan por girar ¼ de vuelta dentro de sucuerpo para obtener posición abierta o cerrada. Una manija hace girar la bola, el tapón o el discoy esta es un indicador de la posición de abierto o cerrado. Si la manija está paralela a la tubería,la válvula se encuentra abierta, en caso contrario (perpendicular a la tubería), la válvula seencuentra cerrada.

c) Válvulas de Control (Manual)

La válvula de aguja es un ejemplo de este tipo de válvulas. Consiste en una pieza cónica que vaen el extremo inferior de la válvula, la cual desciende con el vástago hasta sellarcompletamente en los asientos. No se puede saber a simple vista en que posición seencuentra.


Para comprobarlo, gire el volante en el sentido de las manecillas del reloj. Si al dar dosvueltas el volante, este sigue girando libremente, la válvula debe estar abierta. Al igual quelas válvulas de compuerta, para abrir o cerrar totalmente, el volante debe girarse ¼ de vueltaen sentido contrario. Estas válvulas son por lo general son pequeñas y se utilizan para regularel flujo.

TRAMPAS DE GAS

Son sistemas de separación inicial, los cuales pueden ser verticales y horizontales.

Las trampas de gas Verticales, consisten en uno o más tubos de casing, soportadosverticalmente. El flujo (gas – crudo) entra par la parte superior a través de un tubo de diámetropequeño de una longitud igual al 33% del total de la trampa. El gas sale por una conexión hechaen el tope del separador y el petróleo crudo sale por la parte inferior. El nivel de fluido semantiene constante por medio de un sifón que se extiende hasta la mitad de la trampa.

Las trampas Horizontales, operan bajo el mismo principio de separación anterior y estáncompuestas por varios tubos dispuestos en posición horizontal con una sección tubular cerradaen los extremos, de 120 a 160 Ft de largo y de 12 ½ a 15 ½ pulg. de diámetro.Este tubo sirve como cámara de separación depetróleo y gas.

El flujo de crudo es como si fuera a través de un canal, donde fluyemanteniendo un nivel cercano a la mitad del diámetro del tubo.De la cámara de gas, el petróleo sube a la segunda sección a través de una serie de tubos de

pequeño diámetro (1 o 2 pulg.). Esta segunda sección es de120 a 160 Ft de largo y de 6 ¼ pulg. de diámetro, el cual descarga al sistema de recolección degas.El petróleo libre de gas fluye desde un extremo de la cámara de separación al sistema derecolección de crudo. El sistema deberá tener dispositivos de válvulas de control para facilitar elproceso de separación del gas, a las presiones de las líneas de flujo.


12. INTRODUCCION FLOREÑA C-6

Bp ha decidido instalar facilidades temporales de producción en pozo Floreña C6 como unaalternativa de aplicación a corto plazo para lograr que los fluidos del pozo adquieran la energíanecesaria para fluir a la red de las líneas de flujo que se procesan en Floreña, aumentando laproducción.

Estas facilidades consisten principalmente de un separador bifásico para segregar el líquido del gas,dos paquetes de compresión que presuriza la corriente de gas, dos bombas en paralelo con susrespectivas bombas booster que presurizan la corriente de líquido y un sistema de relevo compuestopor un tambor de tea, una tea de foso, una bomba de condensado del tambor de tea, un generador agas y un generador de emergencia que opera con diesel como combustible, dos paquetes decompresión de aire para instrumentos y utilidades y un sistema contraincendio portátil.

El alcance general del presente proyecto es realizar la ingeniería que permita instalar estasfacilidades en la locación del pozo Floreña C6. Los equipos a ser instalados tendrán bases portátilescon el fin de garantizar el fácil traslado posterior de las facilidades a otras locaciones donde serequiera.


DATOS DEL PROCESO

Las condiciones de entrada del fluido a la Nueva Estación Tesoro son:

Gravedad API del crudo: 44

BS&W, % 22.5

Temperatura, ºF: 150-160

Presión, psig 100- 300

Flujo BFPD; MMSCFD 5.000; 24

Viscosidad del Líquido cP: 1.835

Viscosidad del gas cP 0.013

Peso Molecular gas, lb/lbmol 22.2

Densidad del gas, lb/PC 0.4

LOCALIZACION Y CONDICIONES DEL LUGAR

El área de estudio se encuentra ubicada en la vereda de Planadas, jurisdicción del municipio deYopal, al Noreste de las Facilidades de Producción del Bloque Piedemonte, EPF-Morro, en la veredaEl Morro, jurisdicción del municipio de Yopal, departamento de Casanare (Figura 1)


FIGURA 1. LOCALIZACIÓN GENERAL- FLOREÑA C6.


12.1 DESCRIPCION GENERAL DEL PROCESO

Las facilidades locales de producción de Floreña C6, constan básicamente de un separador deproducción bifásico horizontal, el cual recibe la producción proveniente del pozo Floreña C6, en esteseparador se lleva a cabo la separación de las fases liquida y gaseosa. El líquido del separador essuccionado por las bombas booster y luego por las bombas principales para luego ser enviado al EPFde Floreña por la red de flujo existente.

La fase gaseosa que sale del separador es succionada por dos motocompesores reciprocantes, loscuales trabajan en paralelo simultáneamente y descargan el gas al manifold de salida de la facilidadel cual es enviado posteriormente junto con la fase liquida hacia el EPF de Floreña. Adicionalmente,parte del gas que sale del separador es utilizado como gas combustible para los motocompesores,piloto de tea, generador y como gas de purga para el sistema de tea.


12.2 DESCRIPCION DE LOS SISTEMAS DE CONTROL

El sistema de control de proceso (PCS) es el encargado de todos los lazos de control y de laadquisición de datos para reportes de tendencia, ejecución de lógicas, registro, supervisión, reportede históricos y administración de alarmas. El sistema contará con la capacidad de generar alarmasde primera instancia y almacenar la secuencia de eventos para las señales que se agreguen.

El PCS consta de una pantalla táctil ubicada en el panel de control, la cual es la interfaz principal conel proceso. El operador podrá controlar y supervisar las áreas de la Facilidad durante el arranque, laoperación y cualquier condición de parada.

Para todas las señales nuevas, el operador tendrá acceso para cambiar los set-points, intercambiarlos modos automático y manual, además de abrir y cerrar válvulas e iniciar o parar motores. Losdespliegues gráficos del operador le permitirán establecer tendencias, administración de alarmas yalmacenamiento de históricos de las variables deseadas para todas las señales requeridas, deacuerdo con lo establecido en la ingeniería de instrumentación y control.

La interfaz hombre máquina (HMI) del sistema de control y parada de emergencia desplega todas lasunidades de proceso relevantes.

Las facilidades de Floreña C6 serán permanentemente asistidas. Como filosofía su operación serámanual y el control del proceso será local e independiente del sistema de control de los pozos.Además, se tendrá monitoreo de las variables desde el cuarto de control del CPF Floreña.

Los sistema de control y parada de emergencia (PCS / SIS) serán distribuidos en unidades de controlindependientes.

El PLC de control de proceso tendrá comunicación con el cuarto de control del EPF de Floreña através de un enlace de comunicaciones instalado por bp en la locación, para que posibilite elmonitoreo del estado de los equipos y las señales de proceso y seguridad relevantes.

Por otro lado, el sistema de Parada de Emergencia (SIS) será un PLC independiente que tendrácableadas las señales de los instrumentos de alta-baja presión, alto-bajo nivel y detección de Fuegoy Gas.


Las unidades PLC de control y parada de emergencia (PCS / SIS) se comunicarán entre sí a través deun switch Ethernet.

Además de los enlaces entre controladores, el computador de flujo para la medición de gas dequemas a la tea contará con una interfaz Modbus RS-485 que se comunicará con el SIS a través deun puerto de este tipo.

De otra parte se tienen señales utilizadas como interfaz entre los equipos eléctricos (en campo o encuarto de control) y el sistema de control y parada de emergencia de las Facilidades Locales deProducción.

12.3 WHCP

INTRODUCCION

Los equipos presentes en cada pozo deben ser controlados localmente de manera autónoma poruna RTU (Remote Terminal Unit), este es un dispositivo electrónico que recopila los valores de lasvariables del proceso y actúa dependiendo de su estado y de la lógica programada en el.El panel de control de cabeza de pozo o WHCP es el encargado de controlar las válvulas de la cabezade pozo para cerrarlas o abrirlas según las órdenes.

GENERALIDADES

El WHCP está conformado por varios sistemas:

Sistema neumático.

Sistema Hidráulico.

Sistema de Alimentación.

Sistema de Control con lógica cableada.

Sistema de Control Electrónico (RTU).


El WHCP está diseñado para ser un sistema a prueba de fallas, que puede trabajar como unidad“Stand-Alone” o autónoma de manera que pueda operar y controlar las válvulas de la cabeza depozo incluso sin intervención del operador o del sistema de control presente en el cuarto de controlen cada CPF. Los comandos en cada CPF se limitan al control de cierre o apertura de las válvulas delpozo y el cambio de setpoints de apertura de válvulas especiales localizadas en algunos pozos.

El panel de control de cabeza de pozo debe mantenerse con la mayor disponibilidad posible, pues esel medio de control ante cualquier emergencia en la línea, en el proceso o en la misma locación delpozo.

El WHCP controla hidráulicamente las válvulas de la cabeza de pozo que están situadas en el árbolde válvulas, Hay tres válvulas de superficie (WingValve, Master Valve y Choke) y una válvula desubsuelo (Down Hole Safety Valve DHSV). Anteriormente se controlaba también una válvula deemergencia ESDV pero por confiabilidad fue suspendida.

El panel posee distintas borneras para la interconexión de los instrumentos y para la alimentaciónde los distintos elementos eléctricos del sistema, las borneras más comunes son:

TB1: Alimentación y distribución de potencia.TB2: Control de los motores de la bomba y el compresor.TB3: Entradas digitales hacia el PLC y lógica de control del WHCP.TB4: Entradas análogas hacia el PLC.TB5: Salidas digitales hacia las solenoides.

FUNCIONAMIENTO

El panel de control debe procurar la integridad del pozo, protegiéndolo por sobrepresión, bajapresión e incendio. También debe responder a dos tipos de comandos: comandos locales realizadosen el panel de control por el operador del panel y comandos remotos enviados desde la sala decontrol por el operador o generados por las condiciones de proceso

El panel de control posee tanto lógica cableada (Arreglo físico de Relés), como lógica programada enun PLC o en una RTU. La lógica de Relés se encarga de las protecciones primarias relativas a losdetectores de fuego (TSHH) y a los suitches de presión (PSHH y PSLL), y la lógica programa se

NOTA: En algunos pozos la RTU se encuentra afuera del WHCP, peroson pocos los pozos que mantienen esta configuración (RTU siemens).


encarga al mismo tiempo de las condiciones primarias, de la lectura de los instrumentos, la atenciónde los comandos remotos y la comunicación con sala de control por medio del sistema decomunicaciones.

Existen dos clases de pozos: pozos productores e inyectores, los dos con choke y sin choke. Cadauno de ellos posee características distintas en la lógica y en los instrumentos asociados al WHCP.

a). DIFERENCIAS ENTRE TIPOS DE POZOS

La lógica de disparo entre los productores e inyectores difiere, entre otras cosas, en el generador deldisparo por PSHH (en productores es por alta presión en línea y en los inyectores es por alta presiónen el Casing).

Los instrumentos asociados al panel de control varían, pues el inyector de gas posee transmisorindicador de flujo, tiene transmisor indicador de temperatura de línea, suitche de alta presión decaising y puede tener transmisor indicador de presión en Casing. El pozo productor de crudo por suparte tiene transmisor indicador de presión en Cabeza, transmisor indicador de temperatura decabeza y suitche de alta presión en línea.

Los pozos productores poseen sistema de inyección de químico anticorrosión, que tiene asociado aél dos suitches de presión PSL y PSH y un panel de control para el arranque o la parada del sistema,además los pozos productores en algunos casos pueden tener chokes remotos (válvulascomandadas remotamente).

La lógica de disparo determina de qué manera el panel interacciona con las válvulas de la cabeza depozo dependiendo de las señales que recibe de la instrumentación asociada y de los comandos decierre dados por el operador o por sala de control.


Lógica de disparo de un pozo inyector

CAUSAS

ACCIONESCIERRE(SSV)

MV

CIERRE(WING VALVE)

WV

CIERRE(SCSSSV)

DHSVPSHH (CASING) X X

PSLL X XDETECCIÓN DE FUEGO X X XESD TOTAL DESDE CPF X X X

NORMAL S.D DESDE CPF X XOPERACIÓN DE WVOPEN/CLOSE – CPF X

ESD LOCAL (PORTERIA) X X XESD LOCAL (WHCP) X X X

OPERACIÓN WING VALVE(WV) TABLERO CONTROL

POZOX

NSD LOCAL X XRTU WATCHDOG TIMER X XPDIT (SCRUBBER PDAHH) X X


Lógica de disparo de un pozo productor

CAUSAS

ACCIONESCIERRE(SSV)

MV

CIERRE(WING VALVE)

WV

CIERRE(SCSSSV)

DHSV

PARADAMOTORBOMBA

INHIBIDORCORROSIÓN

PSHH Y/O PIT X X XPSLL Y/O PIT X X X

DETECCIÓN DEFUEGO X X X X

ESD TOTAL – CPF X X X XNORMAL S.D – CPF X X XOPERACIÓN DE WVOPEN/CLOSE – CPF X X

ESD LOCAL(PORTERIA) X X X X

ESD LOCAL (WHCP) X X X XOPERACIÓN WINGVALVE (WV) LOCAL X X

NSD LOCAL X X XRTU WATCHDOG

TIMER X X X

ESD DESDE SCARF X X X


Vista exterior del panel de control:

En esta figura se puede ver la ubicación de los controles en el panel frontal del WHCP, así como laubicación del tablero auxiliar del sistema hidráulico y neumático.

Los agujeros localizados en la parte superior del panel de control son las entradas del cableadoproveniente de la instrumentación del pozo, de los paneles solares y la salida para el tubing hacia losactuadores de las válvulas.

El material del que está hecho el panel de control es acero inoxidable, por lo que tiene una granresistencia y muchas veces es utilizado para brindar soporte a los paneles solares que se ubican en laparte superior. Debido también a esto el panel debe ser aterrizado correctamente, para prevenirdaños por descargas atmosféricas y acumulación de energía estática.


Partes del panel de control

Panel frontal

En la parte izquierda superior del panel frontal se encuentran los leds de indicación de alarma, quenos indican que condiciones anormales tiene el pozo en ese momento y nos ayudan de igual maneraa diagnosticar las causas de un disparo.


Debajo de los leds de indicación se encuentran los botones de operación que son lospushbutton de parada de emergencia ESD, parada normal NSD, de reset y de bypass decomunicaciones y de suitches de presión.

Esta parte es la que permite la operación del panel de manera local. En los modelos nuevosen este sector se ubica también una HMI PanelView 300 para la visualización de losparámetros del pozo y la manipulación de los setpoints de los instrumentos y de la lógica delPLC.

En la sección derecha del panel frontal se encuentran las válvulas de aislamiento de las válvulas decabeza de pozo, los leds de indicación del estado de las válvulas de cabeza, las válvulas de bloqueo ylos indicadores de presión (Manómetros) del sistema hidráulico y neumático.

Además en la parte inferior izquierda se encuentra el conector de carga para la alimentación externade presión en el sistema hidráulico del panel (este puerto es usado para abrir las válvulas en caso deuna emergencia y la imposibilidad de obtener la presión adecuada para la apertura)

NOTA: Siempre que se vaya a intervenir el WHCP se deben aislar lasválvulas del pozo por medio de las válvulas presentes en este panel paraprevenir un cierre indeseado.


Panel Auxiliar

El panel auxiliar de regulación está ubicado en la parte frontal inferior derecha del panel de control,protegido por una puerta metálica.

Facilita el acceso a las válvulas reguladoras de presión del sistema neumático y el sistema hidráulico,a las válvulas relief de la sección de media presión y del choke (válvulas reguladoras en la partesuperior), a los suitches de arranque de la bomba (sección de media y sección de alta), al suitche deindicación de la válvula de subsuelo y permite ver por medio de los indicadores la presión regulada.

Hay que tener en cuenta que las válvulas relief son válvulas de seguridad por si la valvula reguladorafalla, por lo que siempre deben estar ajustadas a un valor mayor que la valvula reguladora.

NOTA: Los elementos de este panel solo deben ser intervenidos si seconoce bien el funcionamiento del sistema, pues puede afectar lacorrecta operación de este.


b). SISTEMAS

El WHCP es un elemento crítico por que se encarga de garantizar la integridad del pozo, y deberesponder ante los comandos de cierre dados de manera local y remota, por esto y dado que estálocalizado en área clasificada, debe garantizarse su operatividad y seguridad. Para lograr esto esnecesario que los elementos que tengan algún desperfecto sean cambiados por otros nuevos quetengan las mismas o mejores especificaciones de seguridad y que garanticen la confiabilidad delsistema (en lo posible los elementos no deben ser reparados porque esto aumenta la probabilidadde falla).

SISTEMAS DE ALIMENTACION

El sistema de alimentación es un sistema de energía solar y se encarga de brindar la energía para elfuncionamiento de los dispositivos eléctricos y electrónicos, y controlar la carga que se suministra alas baterías de respaldo para que el panel pueda operar durante las noches y los días nublados enlos que exista una deficiencia de energía solar.

El sistema consta de:

4 baterías de gel de 12 V y una capacidad de 240AH

Una tarjeta reguladora de carga

14 celdas solares montadas en parejas, cada celda con un voltaje de operación de 12 V y unapotencia de 75 vatios. Los módulos se dividen en dos arreglos uno de 8 paneles (Array 1) y el otro de6 paneles (Array 2).

Dos Actuadores de potencia para el accionamiento del motor de la bomba hidráulica y delcompresor neumático.

Tiene arreglos de breakers para la instrumentación y los elementos electrónicos. Así como breakerspara el corte total de la alimentación y aislamiento.

La energía solar es convertida a energía eléctrica por medio de los arreglos de celdas solareslocalizados en la parte superior del panel o en postes elevados localizados en la plataforma, estaenergía es suministrada a la tarjeta reguladora de carga quien es responsable de garantizar la


alimentación contínua de los equipos del panel de control y cargar las baterías con la energíarestante. También tiene la facultad de accionar un terminal de alarma en caso de presentarse unabaja carga en las baterías y de suspender (cortar la alimentación) los elementos alimentados en casode que la carga llegue a un estado crítico para proteger las baterías contra una descarga profunda.

Algunas tarjetas reguladoras tienen valores configurables que nos permiten determinar el valor delmáximo voltaje de carga, el valor de alarma y el corte por bajo voltaje, entre otros aspectosrelevantes del proceso de carga. Estos parámetros deben verificarse cada vez que se realice elmantenimiento al panel para asegurar el correcto funcionamiento de la tarjeta. Además las tarjetascontroladoras generalmente poseen una pantalla de visualización donde se pueden ver las variablesde operación como la corriente entregada a la carga y a las baterías, la corriente que es proveída porlos paneles solares, etc.

Las baterías deben ser cambiadas por otras que se encuentren cargadas cuando el valor de voltajedel arreglo de baterías esté muy bajo o próximo al voltaje de corte de carga, pues se estaríaexponiendo el pozo a un cierre completo sin posibilidades inmediatas de rearme.

El sistema de alimentación tiene un arreglo de breakers y fusibles que lo protege por sobre corrienteen caso de un corto o un aterrizamiento, este arreglo permite además aislar partes o elementos delpanel para su intervención.


SISTEMA HIDRAULICO

Este sistema mantiene una presión constante de fluido hidráulico para accionar los actuadores delas válvulas de la cabeza de pozo, se divide en una sección de alta presión que trabaja a 8800 psinecesaria para la válvula de subsuelo DHSV y una de media presión que trabaja a 4500 psi utilizadapara manejar las válvulas de superficie (WV,MV, ESD). Esta diferencia de presión obedece a que laválvula de subsuelo opera de una manera distinta y requiere de mayor presión para poder actuar(tiene que vencer la presión del yacimiento).

El fluido hidráulico es almacenado en un tanque de acero inoxidable provisto de un visor de vidrio yun suitche de bajo nivel. Además asociados a este en la línea de salida hay dos filtros para removerescombros en el aceite y gracias a un suitche de presión diferencial se puede obtener una alarmaque nos indica si los filtros se han tapados.

El elemento que presuriza el fluido es una bomba hidráulica con un motor de 24 Vdc (en algunasversiones del panel de control esta bomba es accionada neumáticamente). Cuando el sistema bajade un valor determinado en alguna de las dos secciones (8100 psi para la de alta o 3800 psi para lamedia) la bomba se enciende y se apagará cuando se alcancen los límites superiores de cada sección(8800 psi para la sección de alta y 4500 psi para la de media), este control se da gracias a dossuitches de presión.

Las dos secciones están protegidas contra sobrepresiones por medio de válvulas de seguridad (laválvula de la sección de alta está fijada a 9600 psi y la válvula de la sección de media está fijada a5000 psi), cada sección tiene también un sistema de acumuladores para aumentar su capacidad, enel sistema de alta hay un solo acumulador con una presión de trabajo máximo de 10000 psi yprecarga con nitrógeno de 1500 psi, en el sistema de media hay dos acumuladores (en el caso de unpozo con choke automático puede tener más) con presión de trabajo máxima de 5000 psi, precargade nitrógeno a 1500 psi, y con fusibles de seguridad en el lado del nitrógeno (disparo a 8500 psi).

La presión de 4500 psi utilizada en el sistema de media es entregada por una válvula reguladoraconectada a la salida de la bomba hidráulica. Los actuadores de las válvulas de cabeza de pozotrabajan a una presión inferior a 4500 psi por lo que debe bajarse esta presión por medio de unaválvula reguladora hasta 2500 psi (esta válvula se puede ajustar manualmente en todo el rango depresión del sistema), además de esto existe un sistema de protección de sobrepresión porexpansión térmica del fluido y utiliza un regulador que se ajusta a 3000 psi y una válvula relief deapoyo que viene fijada a 3500 psi.


El choke es alimentado por un sistema diferente de regulación el cual toma la presión desde losacumuladores y la disminuye por medio de un válvula reguladora, además igualmente cuenta condos válvulas de protección, una primeria y otra secundaria.

El flujo de hidráulico hacia los actuadores es controlado por válvulas de tres puertos con actuadorneumático (actúa con 70 psi). En el sistema de alta hay un suitche conectado que indica si haysuficiente presión para mantener la válvula de subsuelo abierta y se utiliza como indicador delestado de la misma.

Si se desacopla el vástago de la bomba hidráulica y se baja la presión del sistema, la bomba seencenderá indefinidamente (porque la presión del sistema no subiría) y terminará descargando lasbaterías del sistema de alimentación, además la bomba puede sufrir desperfectos y no brindar lapresión necesaria para mantener abiertas las válvulas del pozo.

Las presiones manejadas por este sistema son muy altas, por lo que debe tenerse especial cuidadode despresurizar el sistema y estar muy atento de los bloqueos necesarios para garantizar laseguridad del trabajo.

NOTA: Si el panel no es capaz de generar la presión necesaria para quelos actuadores hidráulicos abran las válvulas, existe una entrada en elpanel frontal para presurizar el sistema manualmente.


SISTEMA NEUMATICO

Este sistema se encarga de manejar las válvulas de corte para el suministro de hidráulico a losactuadores de las válvulas de cabeza de pozo.

Consta de un compresor de pistón de 24 Vdc que es controlado por un suitche de presión ajustadode 100 a 110 psi con banda muerta de 30 psi, quien enciende el compresor cuando la presión estápor debajo de 70 u 80 psi y lo detiene cuando llega al límite establecido, la salida del compresor va auna válvula anti-retorno (Cheque) de donde se envía a un tanque para su almacenamiento (elsuitche de control está conectado aguas abajo de este cheque y el tanque está protegido por unaválvula de alivio ajustada a 125 psi en caso de una falla del sistema de control), existe una válvula dedrenaje conectada al tanque para realizar el venteo y labores de mantenimiento del sistema.

El tanque del compresor está conectado a un par de filtros para eliminar humedad, el aire filtrado esllevado a un regulador de presión que mantiene la presión en 80 psi o en el valor fijadomanualmente (puede regular la presión en todo el rango del sistema). Aguas abajo de esteregulador se encuentran las válvulas solenoides que manejan las válvulas de tres vías para elsuministro de hidráulico a la cabeza de pozo, estos dispositivos permiten o impiden el flujo de airecuando se aplica corriente eléctrica en sus terminales de control.

Si existe una fuga en las solenoides se incrementa el tiempo en que el compresor está encendido yse prende más veces, por lo que el sistema de alimentación necesita entregar más carga y lasbaterías pueden descargarse, además el compresor puede sufrir desperfectos y no suministrar lapresión necesaria para controlar las válvulas de suministro de hidráulico.

El panel de control tiene indicadores de presión y válvulas de bloqueo para cada una de las etapasdel sistema neumático, si se sospecha que hay una fuga en el sistema se puede bloquear la salida deltanque del compresor y verificar rápidamente si en realidad existe (si la presión decrece quiere decirque hay una fuga en el sistema).


SISTEMA DE CONTROL CON LOGICA CABLEADA

El sistema de lógica cableada consta de relés que están interconectados de tal forma que cumplenuna lógica determinada para el control del pozo. Este sistema es utilizado como soporte para elprocesamiento de las protecciones primarias del pozo (Fuego y alta y baja presión) y de lasfunciones básicas de operación (paradas locales y reset).

Este sistema obedece a la lógica de disparo del tipo de pozo según se vio en una sección anterior, acontinuación se muestra el diagrama lógico del sistema.

NOTA: Una falla en algún elemento de este sistema (Relevo) puedegenerar un cierre de las válvulas del pozo.


Diagrama de la lógica de disparo

Los contactos de los relés indican que solo estarán accionados cuando el relé esté energizado,por lo que la condición de falla o de accionamiento se da cuando el relé se des energiza.

Las solenoides siempre deben estar energizadas cuando la válvula de la cabeza depozo está abierta, cuando se des energiza la solenoide, la válvula de tres vías hidráulica drena elfluido hidráulico del actuador de la válvula y la cierra.

Teniendo en cuenta lo anterior y conociendo la lógica de disparo podemos ver claramente en eldiagrama que las tres solenoides de la parte de abajo se desenergizan cuando cualquiera de loscontactos se “abre”, es decir, las señales de Local NSD, PSHH, PSLL, WATCH DOG, TSHH o fuego yLOCAL ESD, generarán un cierre de la Master Valve (MV), de la Wing Valve (WV) y de la ESDV.


Además también se observa que la válvula de subsuelo o DHSV sólo se cerrará en el caso que se“abra” el contacto correspondiente a las señales de TSHH y LOCAL ESD.

En el diagrama también se puede observar que el sistema de control con lógica programable(módulos localizados en la parte izquierda de cada una de las válvulas representando una salida delPLC o RTU), tiene control también sobre todas las válvulas del pozo.

La lógica de reset está basada en una configuración básica de enclavamiento, en la cual se energizainicialmente la bobina del relevo con el reset o start y se deja enclavada la señal hasta tanto no seabra el circuito por una falla o un pulso de stop, para volver a armar o arrancar el sistema esnecesario volver a dar un reset o un start, como ejemplo a continuación se muestra el diagrama dela parada de emergencia.

Cuando se pulsa el handswitch de reset y el suitche de portería se encuentra en su posición normal(cerrado) se forza un uno en la bobina del relevo R1 o relevo de ESD local, esta bobina acciona elrelevo y cierra el contacto 301, con lo cual cuando se devuelve el handswitch a su posición normal(abierto) si el suitche de ESD del panel no se encuentra activo la bobina seguirá energizada. Cuandose abre el circuito por medio de alguno de los dos suitches de ESD (del panel o de portería), el relevose des energizará y el contacto 301 se abrirá, por lo que cuando se devuelva el suitche que seaccionó a su posición de cerrado, la bobina no se energizará. Para volver a energizar la bobina esnecesario presionar de nuevo el reset.


SISTEMA DE CONTROL CON LOGICA PROGRAMABLE

Este sistema está conformado por el PLC o la RTU y los módulos de entradas y salidas asociados aellos. Se encarga de ejecutar la lógica de disparo del pozo, de manejar las señales provenientes de lainstrumentación asociada al panel, enviar señales a las facilidades que se encuentran en algunaslocaciones, comunicarse por medio del sistema de comunicaciones con sala de control, y se encargatambién de controlar los sistemas anexos al panel de control como el patín de inyección de químicoy el actuador del choke.

En la comunicación con sala de control envía información de los instrumentos, del estado de lasválvulas y de las alarmas, y recibe los comandos remotos y los decodifica. Además en los pozosequipados con choke remoto recibe la posición del choque y actúa posicionándolo en el valorrequerido.

SISTEMA DE COMUNICACIONES

El sistema de comunicaciones actualmente se basa en la plataforma CANOPY de Motorola para lacomunicación wireless de internet banda ancha. Este sistema ofrece un ancho de banda bastantegrande que permite el envío de gran cantidad de información.

Este sistema se encarga de establecer y mantener un canal de comunicaciones con sala de controlpara el intercambio de información.


12.4 SISTEMA DE SEPARACION

El fluido proveniente del pozo Floreña C6 (5.000 BOPD y 24 MMSCFD) ingresa a las facilidades deproducción a través de una línea de 10 pulg, pasa por la SDV-001 y luego entra al separador deProducción bifásico horizontal V-0001, el cual tiene las siguientes especificaciones:

Capacidad Gas, MMSCFD 24

Capacidad de líquidos, BPD 5,000

Presión operación, PSIG 100-300

Temperatura operación, ºF 150-160

Dimensiones 6 FT OD x 20 FT SS

Nivel de operación, pulg 26

Presión de prueba, PSIG 520


El separador de producción cuenta con un transmisor-indicador de temperatura en la línea deentrada (TIT-0001) la cual debe estar entre 150 y 160 ºF, cuenta además con un transmisor-indicador de presión (PIT-0001) el cual comanda la válvula de control de presión (PV-0003)asegurando que el separador opere a una presión entre 100 y 300 psig dependiendo de la presiónde operación del pozo Floreña C6. Esta vasija tiene alarmas por alto, alto-alto, bajo y bajo-bajonivel. Adicionalmente presenta alarmas por baja, alta, alta-alta y baja – baja presión. Por últimotiene una válvula de seguridad (PSV-0001) la cual se dispara a 400 psig.

Una vez se lleva a cabo la separación bifásica de los fluidos de proceso, los líquidos salen por la parteinferior de la vasija a través de una línea de 6 pulg, la cual tiene una facilidad para tomar muestraspara análisis en el laboratorio. Esta línea alimenta la succión de las bombas booster P-0004 A/B. Loslíquidos de drenaje se retiran de la vasija para ser enviados al tambor de tea (V-0005) a través deuna línea de 3 pulg.

El separador V-0001 también recibe las recirculaciones de las bombas de transferencia principal P-0002 A/B y de la bomba del tambor de tea P-0003, estas recirculaciones se unen a la línea deentrada de fluidos del separador V-0001.

El gas que sale del separador fluye a través de una línea de 10”, la cual cuenta con una facilidad parainyección de químicos inhibidores de corrosión, a través de esta línea se distribuye gas para lossiguientes usuarios:

Paquetes de compresión Z-0001 A/B (línea de 8 pulg)

Combustible a paquetes de compresión Z-0001 A/B (línea de 3 pulg)

Combustible a generador (Línea de 2 pulg)

Combustible a piloto de tea (Línea de 2 pulg)

Gas de purga (Línea de 2 pulg)


12.5 SISTEMA DE COMPRESION DE GAS

El gas proveniente del separador de producción V-0001, alimenta el cabezal de succión de lospaquetes de compresión Z-0001 A/B a través de una línea de 8 pulg.

Cada paquete de compresión está conformado básicamente por un motocompresor reciprocante dedos etapas, el cual presenta los siguientes datos de operación:

Capacidad, MMSCFD Mínimo =4 @ PS=100 PSIG

8.1 @ PS = 200 PSIG

12 @ PS = 300 PSIG

Presión de succión, PSIG 100 – 300 PSIG

Temperatura 150 – 240 ºF

Presión descarga, PSIG 1100

P/T Diseño primera etapa 450 PSIG/200 ºF

P/T Diseño segunda etapa 1250 PSIG/350 ºF


Para el arranque de cada paquete de compresión se dispone de gas combustible a 150 psig, el cuales regulado por la válvula de control PCV- 0002 A, localizada aguas abajo del separador deproducción V-0001.

Los motocompresores de gas deben operar de manera simultánea, estos equipos cuentan con unsistema de control implementado mediante panel local en el cual está configurada la secuencia deoperación del compresor y las protecciones del mismo.

El sistema de control local tiene además un sistema de supervisión ubicado en el panel local cerca delcompresor. La operación de los compresores es manual y local, por tanto el operador puede iniciarlas secuencias de arranque y/o parada desde campo y supervisar desde la pantalla local del panel decada compresor toda la operación.

El gas de descarga de los paquetes de compresión, es contabilizado en los medidores tipo orificio FE-0002 A/B, luego es enviado al manifold de producción de salida a través de línea de 6 pulg yposteriormente es despachado junto con los líquidos producidos hacia el EPF Floreña.

Las válvulas de seguridad y los drenajes de los patines de compresión descargan al tambor de tea V-0005.


12.6 SISTEMA DE BOMBEO DE CRUDO

Bombas booster

Bombas de trasferencia

La línea de 6 pulg proveniente del separador de producción V-0001, alimenta el manifold de succiónde las bombas booster P-0004 A/B. Cada bomba booster tiene en la succión un filtro tipo Y de meshbajo para garantizar caídas de presión menores a 0,2 psi. Estas bombas son de tipo centrifugas ypresentan los siguientes datos operacionales:


Capacidad max, BPD 7000

Cabeza diferencial , FT 23

Presión succión, PSIG 100- 300

Presión descarga, PSIG 108.4-308.4

Potencia, hp 2

Velocidad motor, RPM 1200

Las bombas booster se encargan de suministrar el NPSH requerido por las bombas principales P-0002 A/B, para tal efecto es mandatorio que el eje de succión de las booster estén a 1.5 metros dealtura con respecto a la base del cuerpo del separador V-0001, esto garantiza que se tenga un NPSHdisponible en la booster de 5 FT, el cual supera el NPSH requerido por el fabricante (2 FT) evitandode esta manera la cavitación de la bomba.

En cada bomba se encuentran manómetros en la succión y la descarga para monitoreo de la presiónen dichos puntos. Adicionalmente cada bomba cuenta con comandos de monitoreo del estado de labomba y alarmas de falla alineadas con el sistema de control.

La descarga de las bombas booster (líneas de 4 pulg), se conectan a un manifold de descarga de 6pulg, el cual alimenta el manifold de succión de 6 pulg de las bombas principales de transferencia P-0002 A/B.

Cada bomba de transferencia succiona en línea de 6 pulg y cuentan con válvulas de alivio térmicoen la succión (PSV 0002 A/B) las cuales disparan a 675 psig. Adicionalmente cada bomba tiene en lasucción un filtro tipo canasta(F-0001 A/B) malla 40, el cual se debe limpiar cuando la presióndiferencial alcance 3 psi, esta condición es alarmada en el panel de control a través de las PDAHH-0001 A/B que reciben la señal de los transmisores de presión diferencial PDSHH-0001 A/B. Laalineación de los filtros permite flexibilidad en la operación de las bombas, dado que cualquier filtropuede trabajar con cualquier bomba, en caso de que uno de estos se encuentre en mantenimiento.


Las bombas de transferencia principal son de tipo centrifuga multietapa y presentan los siguientesdatos operacionales:

Las bombas principales deben funcionar una operando y la otra de respaldo, el arranque de dichasbombas es manual, mediante botonera ubicada en campo. De acuerdo con hoja de datos delfabricante, el flujo mínimo de estas bombas corresponde a un valor de 4000 BPD.

Cada bomba principal tiene válvulas de seguridad en la succión (PSV-0003 A/B) las cuales disparan a675 psig. Adicionalmente cuenta con manómetros en succión y descarga, transmisores de presiónen succión y descarga, comandos de monitoreo de estado de la bombas, alarmas de falla de altapresión, baja presión diferencial, alta vibración las cuales están alineadas con el Sistema de control.

Adicionalmente, cada bomba tiene protecciones de temperatura en la cámara de empuje y en elmotor (devanados y rodamientos), las cuales son señales cableadas a los tableros de control de cadaunidad. Cada bomba, cuenta con un transmisor de temperatura ubicado en la cámara de empuje (esun componente critico donde se debe monitorear continuamente para protección). Los motorescuentan con 8 RTD´s, 6 ubicadas en los devanados y 2 ubicadas en los rodamientos de los cuales setoman 3 una por cada fase para los devanados y 2 correspondientes a cada uno de los rodamientos(Ver nota 6 P&ID # FRD/F-FWP-C6-PRE-00-003-2/2).

En la descarga de cada bomba (línea de 4 pulg) se cuenta con válvulas de seguridad (PSV-0004 A/B),las cuales disparan a 1250 psig hacia el tambor de tea V-0005 a través de una línea de 2 pulg.

Capacidad max, BPD 7000

No de etapas 32

Presión succión, PSIG 105.4-305.4

Presión descarga, PSIG 1000-1100

Potencia, hp 200

Velocidad motor, RPM 3570


Posteriormente, el fluido descargado por las bombas principales pasa por un medidor tipo turbina(FIT-0001A), el cual está enlazado con el controlador de flujo FIC-0001A.

Para controlar el reflujo mínimo hacia el separador de producción V-0001 a través de la válvula decontrol de flujo FV-0001, se establece un valor de set mínimo para la válvula en 1,800 BPD (estevalor corresponde a la diferencia entre el flujo mínimo operativo de la bomba y el valor de flujo deproducción).

Luego, el flujo remanente pasa por el medidor de flujo tipo turbina (FIT-0001 B), el cual registra elflujo de líquido despachado desde las facilidades de Floreña C6. La válvula de control LV-0001ubicada aguas abajo del medidor FIT-0001 B se encarga de controlar el nivel del separador V-0001.

Finalmente el líquido pasa por la válvula shutdown SDV-0002 encargada de aislar las facilidades encaso de emergencia, y a través de una línea de 8 pulg se envía hacia el manifold de producción desalida para su envío final hacia el EPF Floreña.


12.7 SISTEMA DE ALIVIO

Los drenajes, alivios y venteos de hidrocarburos de los equipos en las Facilidades de producción deFloreña C6 son enviados al separador de tea V-0005, a través de un cabezal colector de drenajes yuno recolector de venteos. El gas del separador de tea es enviado hacia la tea tipo foso FS-0001 y loscondensados recuperados de hidrocarburos son retornados al separador de producción V-0001mediante la bomba P-0003.


Los parámetros de operación y diseño del V-0005 y FS-0001 se muestran a continuación:

Tambor, V-0005 Tea , FS-0001

Capacidad Gas : 35 MMSCFD Tipo: Foso

Capacidad líquidos: 69, 4 Bls(Almacenamiento definido para un tiempode alivio de 20 min)

Capacidad de quemado : 24 MMSCFD

Presión operación/diseño: 5-60/100 PSIG Presión operación: 0 PSIG

Temperatura operación: 150-160 ºF Temperatura de operación: 825-1325 ºF

Dimensiones: 7 pulg OD x 15 FT SS Diámetro: 10 pulg

No ramales/Diámetro: 4/6 pulg

Material: Resistente a altas temperaturas(incoloy 800 HT)

El control de nivel de líquidos en el tambor de tea (V-0005) se efectúa mediante el arranque yparada automática de la bomba de condensados P-0003.

Para la parada de emergencia por condiciones anómalas de nivel en el tambor de tea, se cuenta conlos interruptores de nivel (LSHH-0005 / LSLL-0005), los cuales envían señal de notificación por alto-alto o bajo-bajo nivel al SIS de la facilidad.

En caso de alarma de bajo-bajo nivel del V-0005, se activa la lógica de interlock I8 causando laparada de la bomba P-0003. La condición de alto-alto nivel genera parada general de la facilidadexceptuando la bomba P-0003.

El gas enviado a la tea es contabilizado mediante un medidor tipo ultrasónico (FIT-0003), concompensación por presión (PIT-0003) y temperatura (TIT-0003). Las señales de estos trestransmisores son concentradas en el computador de flujo (FQI-0003), el cual se comunica con elsistema de control de la facilidad.


Las señales provenientes de los medidores de flujo de gas de los compresores y del medidor de gas ala tea, son totalizadas (los flujos sumados) en el Sistema de control de la facilidad, emitiéndose señalde alarma cuando se exceda el valor de 24 MMSCFD (FQI-0004).

Por otro lado, con el fin de evitar que la llama de la tea retroceda hasta el tambor de tea V-0005, setiene un atrapallamas en la línea de 10 pulg que del separador conduce a la tea. El atrapallamas estáinstalado en paralelo con un disco de ruptura PSE-0005 en aras de evitar la sobre presión en elsistema de tea en caso de taponamiento del atrapallama. El disco de ruptura tiene un interruptorintegrado con el fin de detectar el disparo del disco y cuya activación causa la parada total de lafacilidad.

Para evitar sobre presiones en la línea del tambor de tea (V-0005), el transmisor de presión PIT-0019emite señal de alarma por alta y alta-alta presión en el panel de parada de emergencia de lafacilidad. En dado caso que se presente la condición de alta-alta presión en el PIT-0019, se causa elcierre de la SDV-0001.

Adicionalmente, se tiene monitoreo de las señales asociadas a la bomba del tambor de tea P-0003,el cual contempla estado de encendido y comando de arranque y parada de la bomba.

Esta bomba es de tipo rotativa de cavidades progresivas y presenta los siguientes parámetros deoperación:

Capacidad, GPM 20

Cabeza diferencial , PSI 315

Motor 15 HP/480 V

Set PSV, PSIG 382 (Alivio a la línea de succión)


Por último la tea cuenta con un sistema de encendido automático, el cual garantiza la operaciónsegura y eficiente de la tea, manteniendo llama constante en el piloto ante cualquier evento depresencia de gas.

Este sistema utiliza ignición a través de chispa electrónica para la función de reencendidoautomático. La ignición por chispa es una técnica muy usada y probada. La chispa se obtiene por elmismo tipo de equipo que es usado en los sistemas de ignición de las turbinas de gas y de losmotores de avión. Cuando la termocupla sensa un corte en el piloto, el generador de chispa seacciona inmediatamente para el reencendido. Después de un periodo de tiempo determinado(ajustable en campo) el piloto se va a alarma. El estado del piloto es registrado por un PLC quemonitorea constantemente las termocuplas del piloto.

En la siguiente figura se ilustra un típico de piloto estándar


12.8 FILOSOFIA DE CONTROL Y PARADA

Consideraciones generales de diseño

Las WPF serán facilidades permanentemente asistidas. Como filosofía su operación será manual y elcontrol del proceso será local e independiente del sistema de control de los pozos que está a a cargodel WHCP. Además, se tendrá monitoreo de las variables desde el cuarto de control del CPF Floreña.Los sistemas de comunicaciones entre los operadores del cuarto de control del CPF y los operadoresdel pozo así como el enlace de comunicaciones entre el PCS del pozo y el sistema supervisorio delCPF estarán a cargo de bp.

Como equipos principales de proceso de la planta se tendrán:

El separador de producción V-0001 que será utilizado para separar el gas de los líquidos(crudo y agua).

El gas separado será llevado hasta las unidades de compresión Z-0001A/B, mientras quelos líquidos serán llevados hasta las bombas booster P-0004A/B y de estas a las bombasde transferencia P-0002A/B.

El lazo de control de nivel de líquidos provenientes del separador consistirá de un transmisor denivel, un controlador de nivel (implementado en el PLC de control de la Facilidad) y una válvula decontrol de nivel ubicada en el cabezal de descarga de las bombas principales.

Además, se implementará un lazo de control de recirculación de flujo mínimo de las bombasprincipales compuesto por un medidor de flujo, un controlador de flujo (implementado en el PLC decontrol de la Facilidad) y una válvula de control de flujo.

Las bombas principales cuentan con un variador de velocidad que será ajustado manualmente por eloperador de acuerdo con el flujo de producción del pozo.

Como estaciones de operación se utilizará un panel tipo pantalla táctil (touch screen) ubicado en lapuerta frontal del panel del SIS.


ARQUITECTURA DE CONTROL

Los sistema de control y parada de emergencia (PCS / SIS) serán distribuidos en unidades de controlindependientes.

El PLC de control de proceso tendrá comunicación con el cuarto de control del EPF de Floreña através de un enlace de comunicaciones que será instalada por bp en la locación para que posibiliteel monitoreo del estado de los equipos y las señales de proceso y seguridad relevantes. Lasmodificaciones en la configuración y HMI del sistema de control del EPF de Floreña para posibilitarel monitoreo de las facilidades del pozo estará a cargo de bp.

Por otro lado, el sistema de Parada de Emergencia (SIS) será un PLC independiente que tendrácableadas las señales de los instrumentos de alta-baja presión, alto-bajo nivel y detección de Fuegoy Gas.

Las unidades PLC de control y parada de emergencia (PCS / SIS) se comunicarán entre sí a través deun switch Ethernet.

Además de los enlaces entre controladores, el computador de flujo para la medición de gas dequemas a la tea contará con una interfaz Modbus RS-485 que se comunicará con el SIS a través deun puerto de este tipo.

INTERFAZ CON EQUIPOS ELECTRICOS

A continuación se enuncian las señales a ser utilizadas como interfaz entre los equipos eléctricos (encampo o en cuarto de control) y el sistema de control y parada de emergencia de las FacilidadesLocales de Producción de Floreña C6.

Las siguientes señales serán cableadas en duro desde las unidades de compresión Z-0001A/B hasta los sistemas de control y parada de emergencia (PCS / SIS).

Al sistema de control (PCS):

Estado arrancado del compressor

Desde/Hacia el sistema de parada de emergencia (SIS):

Permisivo de arranque Alarma por parada NO normal Dispositivos de detección de vibración enfriador, motor y compresor Dispositivos de detección de nivel en Scrubbers Alarma de sobrevelocidad del compresor


Las siguientes señales serán cableadas en duro desde/hacia las bombas booster P-0004A/Bhasta los sistemas de control y parada de emergencia (PCS / SIS).


Estado arrancado de la bomba


Permisivo de arranque Alarma de falla de la bomba

Las siguientes señales serán cableadas en duro desde/hacia las bombas de transferencia P-0002A/B hasta los sistemas de control y parada de emergencia (PCS / SIS).


Estado del Variador de Velocidad Alarma del Variador de Velocidad


Permisivo de arranque Alarma de parada de la bomba

Adicionalmente, las siguientes señales serán cableadas en duro para la bomba decondensados del Knock-Out Drum (P-0003), y de los paquetes de compresión de aire deinstrumentos desde/hacia el sistema de control y parada de emergencia (PCS/SIS).

Desde sistema de control (PCS):

Comando de arranque para bomba P-0003 Comando de parada para bomba P-0003


Permisivo de arranque para bomba P-0003 Permisivo de arranque para compresores de aire de instrumentos

Los comandos de arranque / parada de la bomba del KO Drum serán automáticos según elnivel del mismo.


SISTEMA PARA LA DETECCION DE FUEGO Y GAS

De acuerdo con lo establecido por bp en el ToR del proyecto, los dispositivos para detección dellama y atmósfera explosiva (fuego y gas) serán cableados en duro hasta el sistema de parada deemergencia de la Facilidad (SIS), generándose alarmas / trips de la Facilidad, bajo los siguientescriterios:

1. Alarma cuando los sensores de gas detectan concentración al 20% LEL.

2. Parada general de la Facilidad cuando los sensores de gas detectan concentraciónal 40% LEL.

3. Parada general de la Facilidad ante detección de llama.

Los accesorios para F&G (sirenas, estaciones manuals de alarma, etc.) también serán conectados alPLC del SIS de la Facilidad.

Por otro lado, en el Cuarto de Control se instalarán detectores de humo que serán cableados al SISde la facilidad y cuya activación causará una parada general de emergencia de la misma.


PARADA DE EMERGENCIA DE LA FACILIDAD

General

La filosofía para el sistema de parada de emergencia de las Facilidades Locales de Producción enFloreña C6 está enfocada en proteger la Facilidad de condiciones inseguras. La filosofía deprotección de la Facilidad está basada en los siguientes tres (3) niveles de operación:

Nivel 1 Parada general de emergencia Nivel 2 Parada de unidad de proceso Nivel 3 Parada individual de equipos

Las fallas en el sistema de control de la Facilidad o del sistema de comunicaciones no darán origen aparadas de emergencia; en tanto que los dispositivos detectores de llama y atmósfera explosiva sí loharán así como la falla del SIS.

Parada general de emergencia

Cuando se ejecuta un comando de parada de emergencia (Nivel 1), éste genera una parada generalde emergencia de la Facilidad, incluyendo los sistemas utilitarios.

Las acciones requeridas para la ejecución de un comando Nivel 1 se definirán de acuerdo a lascaracterísticas de proceso de la Facilidad, sin embargo entre éstas comúnmente se incluyen:

Cierre de todas las válvulas de shutdown de la Facilidad. Parada de todos los equipos y despresurización de los sistemas de proceso.

Se generará una parada general de emergencia de la Facilidad en caso de presentarse una condiciónde muy baja presión en el cabezal de distribución de aire de las unidades de compresión.

Se ubicará una botonera en la vía de acceso a la Facilidad para la ejecución de comandos de paradade emergencia Nivel 1.

Las condiciones para la ejecución del comando de parada de emergencia se definirán de acuerdo enel Diagrama Causa y Efecto de la Facilidad, basado en el análisis del proceso.


Parada de unidad de proceso

Las entradas para parada de emergencia de unidad de proceso (Nivel 2) se configurarán con elpropósito de detener la operación de paquetes y sistemas instalados como parte del proyecto“Facilidades Locales de Producción en Floreña C6”.

Las paradas de unidad de proceso (Nivel 2) corresponden a interrupciones individuales de procesode la Facilidad, debidas a condiciones anómalas de operación, aunque no es necesario detener todas(o varias) las etapas del proceso. Los límites de ejecución de la parada de emergencia se definirán deacuerdo al Diagrama Causa y Efecto de la Facilidad, basado en el análisis del proceso.

La ejecución en forma manual de las paradas generales y/o parciales de proceso será accesible aloperador desde el cuarto de control (CCR), y en forma automática, por medio de los instrumentosdestinados para la detección de condiciones anómalas de proceso. Este tipo de paradas será posibleejecutarlas (configurarlas) cuando la unidad sea operada en forma independiente y sacarla deoperación no represente una condición necesaria para la ejecución de parada general de laFacilidad.

Se ubicarán botoneras alrededor de la Facilidad para la ejecución de comandos de parada deemergencia Nivel 2. Estas botoneras serán ubicadas en las siguientes áreas:

Compresores de gas (Panel de control del compresor), Z-0001A/B. Bombas booster y de transferencia (Botoneras para arranque y parada local

únicamente), P-0004A/B y P-0002A/B. Bomba de condensados del tanque Knock-Out Drum, P-0003.


Parada individual de equipos

En general, todos los equipos/maquinaria deberá contar con interruptores locales desde los cualesse puedan llevar a cabo comandos de parada desde una ubicación segura cercana al equipo.Adicionalmente, con base en el análisis del proceso y de los principios y modos de operación de losequipos en campo, se definirán comandos remotos de parada, como parte del diseño del sistema deparada de emergencia, ejecutados en forma manual o automática desde el sistema SIS, a serubicado en el CCR.

Las unidades paquete contarán con su propio sistema de control y protección. Estos paquetesdeberán estar provistos de interruptores locales para ejecución de parada manual de los equipos ola apertura o cierre de las válvulas. Este equipamiento de parada manual de los paquetes nocomandará paradas de emergencia generales de la Facilidad. Una señal de disparo del paquetedeberá ser enviada hasta el sistema SIS, el cual ejecutará en forma consecuente, las lógicas deparada que se hayan definido.

Cualquier condición de parada NO normal en las unidades paquete deberá ser supervisada ycontrolada por el sistema de parada del paquete. Para el aseguramiento de la anterior condición, esimprescindible contar con una interfaz estrecha y directa con el proveedor de los paquetes, demanera que pueda asegurarse que el sistema de parada propio del paquete cuente con un nivel defiabilidad aceptable, en tanto que el diseño del mismo pueda ser considerado a prueba de fallos.

Las válvulas de blow-down off skid podrán ser operadas como equipos independientes, parapropósitos de mantenimiento.


Diseño del sistema

Se instalarán botoneras para parada de emergencia de la Facilidad, las cuales serán ubicadas enlocaciones estratégicas de la Facilidad. Éstas deberán estar ubicadas en áreas altamente visibles yaccesibles.

El diseño del proceso tomará en consideración todas aquellas condiciones que puedan preversecomo causales de estados inseguros para todas las fases de la operación de la Facilidad,incluyéndose el arranque, la parada, bien sea por condiciones normales de operación, o deemergencia de la Facilidad. Basados en el diseño de proceso, se definirán las lógicas de causa yefecto de la Facilidad.

Para advertir al operador sobre una inminente condición de disparo, cada función de parada serápreferiblemente precedida de una alarma (generada por un instrumento conectado al sistema decontrol de la Facilidad (PCS), en el cual se mide la misma variable de proceso). Las alarmasproducidas por las señales en el sistema de control y parada de emergencia de la Facilidad, seránconfiguradas en la interfaz hombre-máquina (HMI) a ser ubicada en el cuarto de control (CCR). Eloperador deberá estar en capacidad de supervisar y reconocer las condiciones de alarma.

La instrumentación asociada al sistema de parada de emergencia de la Facilidad, así como el sistemade parada de emergencia de la Facilidad será definido durante el desarrollo de diseño en ingeniería,y será incluido en el diagrama Causa y Efecto de la Facilidad, a fin de cumplir con los siguientespropósitos:

Protección en caso de condiciones de presión anómalas Protección en caso de sobrecalentamiento Aislamiento de inventario de líquidos por trabajos en vasijas/tuberías, mediante

válvulas de aislamiento Remoción de material inflamable Prevención de fugas de materiales inflamables a la atmósfera Protección de equipos paquete


Todas las señales hacia/desde el sistema SIS serán cableadas en duro directamente hasta el PLC deparada de emergencia de la Facilidad. Los terminales, cajas de conexionado, barreras, supresores depico y puntos de acceso al sistema de parada deberán ser marcadas en forma claramentedistinguible.

Las señales análogas (4-20 mA) recibidas por el sistema SIS serán convertidas en disparos de paradaal interior del PLC SIS, de acuerdo con el Diagrama Causa y Efecto. Para mayor fiabilidad delsistema, si alguna de las entradas se abre o se cortocircuita, o si el suministro de potencia falla, elsistema de parada de emergencia estará en capacidad de reconocer la falla y llevar el proceso a lacondición de falla segura.

El diseño tomará en consideración los procedimientos que deberán ser seguidos para permitir laoperación y mantenimiento seguro durante el arranque, la operación y la parada, bien ser porcondiciones de emergencia o de reparación.

El sistema SIS deberá generar y almacenar la alarma de primera instancia y la secuencia de parada. Asu vez deberá estar en capacidad de almacenar una secuencia de eventos en el CCR. El tiempo derespuesta deberá ser suficiente para diagnosticar la causa original de la parada.


SISTEMA DE CONTROL DE PROCESO (PCS)

Para la implementación del proyecto Facilidades Temporales Floreña C6, el sistema de control deproceso PCS se encargará de los lazos de control y de la adquisición de datos para reportes detendencia, ejecución de lógicas, registro, supervisión, reporte de históricos y administración dealarmas. El sistema contará con la capacidad de generar alarmas de primera instancia y almacenar lasecuencia de eventos para las señales que se agreguen.

La pantalla táctil ubicada en el panel de control será la interfaz principal con el proceso. El operadorcontará con los medios para controlar y supervisar las áreas de la Facilidad durante el arranque, laoperación y cualquier condición de parada. Para todas las señales nuevas, el operador contará conacceso para cambiar los set-points, intercambiar los modos automático y manual, además de abrir ycerrar válvulas e iniciar o parar motores.

Los despliegues gráficos del operador le permitirán establecer tendencias, administración dealarmas y almacenamiento de históricos de las variables deseadas para todas las señales que surjancomo resultado de la ingeniería propia del proyecto Facilidades Temporales Floreña C6.

La interfaz hombre máquina (HMI) del sistema de control y parada de emergencia desplegará todaslas unidades de proceso relevantes, propias del proyecto Facilidades Temporales Floreña C6. Eldiseño y configuración de las pantallas de operador para supervisión desde el EPF Floreña está acargo de bp.

Descripción funcional

Para todas las señales del proyecto “Facilidades Locales de Producción Floreña C6”, el sistema decontrol implementado deberá proveer control seguro del proceso. Se utilizarán algoritmos paramanipular diversos parámetros, de manera que sea posible sostener un conjunto de variables(controladas) dentro de un rango de operación aceptable, incluso en presencia de disturbios.

El sistema de control (PCS) será diseñado y adecuado para llevar a cabo funciones de control deproceso, supervisión y secuencias. De igual manera, el sistema PCS estará en capacidad de proveerlas funcionalidades descritas a continuación:

Las Facilidades en Floreña C6 serán controladas/supervisadas en un sistema decontrol “stand-alone”, independiente del utilizado para los pozos y manifolds. Lasseñales que vayan al EPF en Floreña solo será utilizadas para propósitos desupervisión.

El sistema interfaz hombre-máquina (HMI) deberá proveer indicación para todas lasseñales cableadas en duro y las adquiridas por medio de protocolos de comunicación.


Las alarmas serán provistas en los rangos especificados para todas las señalesanálogas cableadas en duro u obtenidas por medio de protocolos de comunicación.La interfaz hombre-máquina (HMI) deberá incluir todos los detalles de procesorequeridos para la supervisión del proceso completo.

La interfaz hombre-máquina (HMI) deberá proveer la posibilidad de realizar controlen forma remota y la capacidad de supervisar unidades paquete a través del sistemade control local.

Los motores, a excepción de la bomba de condensados del tambor de tea, sólopodrán ser iniciados/parados de forma manual. Todos los estados, alarmas y disparosde parada de emergencia deberán ser mostrados en los despliegues gráficos que seconfiguren para cada unidad de proceso.

La transferencia de datos desde las Facilidades en Floreña C6 hasta el CPF en Floreñaserá configurado por otros. El enlace de comunicación de datos será implementadode manera que el enlace serial de comunicación (RS-485) del PLC del sistema decontrol (PCS) será conectado por medio de un conversor Serial-a-Ethernet/IP alenlace de comunicaciones suministrado por bp.


ABREVIACIONES Y DEFINICIONES

CAD Computer aided design. LCN Local Control NetworkCCR Central Control Room MCC Motor Control CenterCPF Central Processing Facilities NEMA National Equipment

Manufacturers AssociationCPU Central Processing Unit PC Personal ComputerCRT Cathode Ray Tube PCN Process Control NetworkCSH Control System Hardware PCS Process Control SystemDHS Data historian system. PFD Probability of Failure on

DemandESD Emergency Shutdown (system) PFD Process Flow DiagramFAT Factory Acceptance Test (or

testing).P&IDs Piping and Instrumentation

DiagramsFEL Front End Loading PLC Programmable Logic ControllerFGP Fire and Gas Panel PSS Process Shutdown System

(PSD)FGS Fire and Gas System PV Process VariableF&G Fire and Gas QA Quality AssuranceHAZOP Hazard and Operability study RAM Random Access MemoryHMI Human Machine Interface RFQ Request For QuoteHSE Health, Safety and Environment RIO Remote inputs/outputsHVAC Heating ventilation and air

conditioningSAT Site Acceptance Test (or

testing).ICSS Integrated Control and Safety

SystemSIL Safety Integrity Level

IMS Information ManagementSystem

SIS Safety Instrumented System

I/O Input/Output SOR Statement of RequirementsIP Ingress Protection UL Underwriters LaboratoriesLAN Local Area Network UPS Uninterruptible Power Supply


CONTROL DE DOCUMENTOS

Fecha deRevisión

Revisado/

Revisado por

Aprobadopor

Fecha deAprobación/ Revisión

MOC # Descripción del Cambio

27/05/13 AnibalE.Romero

Hugo E.Meza

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Entrenamiento Op Facilidades

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