PARTE1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

7/23/2019 PARTE1 FACILIDADES DE PRODUCCIN

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FACILIDADESDE

PRODUCCIN


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FACILIDAD DE PRODUCCIN

OBJETIVO

Actualizar y desarrollar en el personal de campo las

competencias necesarias para operar con xito los equipos de

Facilidades de Superficie (manejo de crudo y gas), buscando

optimizacin, productividad y compromiso con la Salud

Ocupacional y la gestin ambiental.

Junto con este objetivo tambin se resaltar la importancia deunificar criterios, implementar controles y buscar eficiencia y

eficacia de los procesos de manejo de crudo, gas y agua como

forma de optimizar los procesos bajo nuestra responsabilidad.


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CONTENIDO

FUNDAMENTOS BSICOS

ESTACIONES DE RECOLECCIN

SEPARACIN BIFSICA Y TRIFSICA

TRATAMIENTO DEL PETRLEO CRUDO

DESHIDRATACIN - DESALACIN

TRATAMIENTO DE GAS

TRATAMIENTO DE AGUAS RESIDUALES

FACILIDADESDE

PRODUCCIN


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INTRODUCCIN

EXPLORACIN

PERFORACIN

PRODUCCIN

TRANSPORTE

PETROQUMICA

PRODUCCIN

Subsuelo

SuperficieEquipos

Procesos

EL PETRLEO Y SUPRODUCCIN


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TRAMPAS ESTRUCTURALES ANTICLINAL

INTRODUCCIN



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La mayora de los yacimientos poseen alguna forma de

energa almacenada, que permite en algunos casos que elmismo produzca sus fluidos.

Los principales mecanismos de energa que se puedenpresentar en un yacimiento son:

MECANISMOS DE EMPUJE EN LOSYACIMIENTOS

1. EMPUJE DE AGUA

2. EMPUJE POR CAPA DE GAS

3. EMPUJE POR GAS ENSOLUCIN

4. EMPUJE COMBINADO

SUBSUELO



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Los yacimientos con empuje deagua son eficientes productores, sealcanzan factores de recobroalrededor de 60% en condiciones

geolgicas favorables.

1. EMPUJE DEAGUA

Bajo estas condiciones el gas naturalcontenido en el yacimiento se encuentra encantidad suficiente para saturar la zona de

aceite y formar una capa de gas libreencima de la capa de aceite.

Cuando el pozo es completado y se caoneaen la zona inferior, el gas ejerce unapresin sobre el aceite, hacindolo fluir

hacia la superficie.

2. EMPUJE POR CAPA DEGAS

SISTEMAS DE DESPLAZAMIENTO

SUBSUELO


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3. EMPUJE POR GAS ENSOLUCIN

4. EMPUJECOMBINADO

Bajo este empuje no existe usualmentesuficiente presin capaz de hacer fluir elaceite a superficie y un mtodo delevantamiento artificial es usado desde el

comienzo de la vida de produccin delyacimiento.Una condicin natural de empujecombinado existe cuando hay ms deuna fuente de empuje en laformacin.

Empuje de agua y empuje por gassuelen aparecer juntas muy amenudo.

Las eficiencias de recobro en unyacimiento con empujes combinadoses mayor que en cualquier otro.

SISTEMAS DE DESPLAZAMIENTOSUBSUELO


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SUBSUELO

Un programa de produccindebe ser establecido basadoen las condiciones de energa

natural que existe en la

formacin productora.

SISTEMAS DE DESPLAZAMIENTO


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SISTEMAS DE PRODUCCIN

SUBSUELO

RECUPERACIN SECUNDARIAINYECCIN DE GAS

INYECCIN DE AGUA

RECUPERACIN PRIMARIA

FLUJO NATURAL

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

RECUPERACIN TERCIARIA

COMBUSTIN IN SITU

ESTIMULACIONES MATRICIALES


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Recuperacin natural o primaria: Se definecomo la recuperacin de hidrocarburo asociada a

mecanismos naturales de empuje en un yacimiento.Durante este perodo, el petrleo drenanaturalmente hacia los pozos bajo el efecto delgradiente de presin existente entre el fondo de lospozos y el seno del yacimiento.

Recuperacin secundaria: Se aplica paramantener la presin del yacimiento o desplazar losfluidos mediante la inyeccin de agua y/o gas

SISTEMAS DE PRODUCCINSUBSUELO


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Rendimiento original Rendimiento corregidoFlujo natural

Levantamiento artificialEstimulacin, Acidificacin

Espumas y Geles

Produccin por energanatural del yacimiento

Inyeccin de agua Inyeccin de gases

RECUPERACION SECUNDARIA

RECUPERACION PRIMARIA

RECUPERACION TERCIARIAOtrosumicosasesrmicos

Inyeccin de vaporIny. agua calienteCombustin en sitioElectromagnetismoCO2N2WAG / AGAGases de Combustin

Polmeros (P)Surfactantes (S)Alcalis (A)AP / SP /ASP(Combinados)

MicroorganismosEmulsionesRuaMeoaddCu

RECUPERACION DE HIDROCARBUROS

SUBSUELO


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CAP

GAS

PETRLEO

AGUA

Pozo Productor

CGP

Pozo Inyector

RECUPERACIN MEJORADAINYECCIN DE GAS

SUBSUELO


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Polmeros

Pozo deInyeccin

Produccin yalmacenamiento de losfluidos de produccin(petrleo, gas, agua) Pozo deproduccinBomba deinyeccinde agua

Agua Zona depetrleoresidualolucin deSurfactantes+Polmeros

RECUPERACION MEJORADASURFACTANTES Y/O POLMEROS

SUBSUELO


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SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO

85%

10% 1% 4%Mecnico

Gas Lift

EPS

Otros

SUBSUELO

Bombeo Mecnico

Cavidades Progresivas

Bombeo Electrosumergible Bombeo Hidrulico

Pistn

Jets

Gas Lift

Flujo continuo

Flujo intermitente


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BOMBEO

MECNICO

SUBSUELO


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CAVIDADES

PROGRESIVAS

SUBSUELO


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BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE


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BOMBEOHIDRULICO

SUBSUELO


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GASLIFT

SUBSUELO


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LEVANTAMIENTO

COMPARACIN DE SISTEMAS DELEVANTAMIENTO


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MecnicoCavidades

ProgresivaESP

Hidrulico

Pistn

Hidrulico

Jets

Gas Lift

Continuo

Gas Lift

Intermitente

Costo

Capital

Bajo aModerada

Depth

Bajo,

Depth ycaudal

Bajo si sedispone de

energaVara,

Bajo, con el

caballaje

Bajo parasistemascentrales

Igual alanterior

EquipoSubsuelo

Diseo yPrcticasBuenas

ProblemaSeleccin

Estator

NecesitaCables

especiales

Necesitaconductor

fluido poder

No debehaber partes

mvilesbomba

Buendiseo devlvula yseparacin

Buen Diseo

EficienciaExcelente50-60%

Excelente50-70%

ratas 50%GLR>10030-40%

Justa,10-30%

Justa5-30%

Mala 5-10%

Flexibili-dad

Excelente JustaMala,

velocidad

arreglada

Buena/EVariar el

poder de larata del

fluido depotencia

Buena/E

Excelentevara larata de

inyeccin

Buena,ajustartiempos

inyeccin

LEVANTAMIENTO



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Mecnico

Cavidades

ProgresivaESP

Hidrulico

Pistn

Hidrulico

Jets

Gas Lift

Continuo

Gas Lift

Intermitente

Tamao

del CSG

Limita el usode grandes

bombas

No presentaproblemas

Limita el usode motoresy bombasgrandes

CSG peq. friccin ylimitan larata de

produccin

Igual alanterior

Limita larata de

produccina


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Mecnico

Cavidades

ProgresivaESP

Hidrulico

Pistn

Hidrulico

Jets

Gas Lift

Continuo

Gas Lift

Intermitente

Huecos

Desviados

Justo,pozos de

alto nguloson

producidos

Pobre-JustoProblemasdeterioro

pocos

reportes

Buena,experiencia

limitada

Excelente,La bomba

pasa atravs deltbg. Sin

problema

1 bomba jetpude pasar

por una patade perro hasta

de 24/100ft.

Excelente,vlvulas

recuperablepresentan

pocos

problemashasta 70

Igual alanterior

Aplicacin

Dual

Justa, doslneas ende 2en

csg de 7

No seconocen

instalaciones

Se requiereun csg ms

grande,posibles

problemas

Justa,Fluido paracada zona,bajos GLR

y ratas

Igual alanterior

Justa perocomplicada

Igual alanterior

Habilidadmanejo de

parafinas

Justo/buen

posible usode agua ooil calienteraspadores

Justo, no se

usanraspadores

fluidocaliente

Justo, Usofluidos

calientes

Buena/Exc

Circularcalor

aparicin

Igual alanterior

Buena Buena

Habilidad

manejo del

gas

Buena, sise puedeventilar

PobreBuena,

utilizandoseparadores

Buena,maneja

alto GORcon

separador

El gas reducela eficiencia,pero mejora

levantamiento

Excelente, elgas

producidoreduce lanecesidad

de inyectar

igual alanterior

LEVANTAMIENTO



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Mecnico

Cavidades

ProgresivaESP

Hidrulico

Pistn

Hidrulico

Jet

Gas Lift

Continuo

Gas Lift

Intermitente

Capacidad

manejoslidos y

arenas

Pobre/Justo

viscosidadViscosidad

>200cp,0.1%arenacon bomba

especial

Excelente.50%arena

>200cp

Pobre,

requiere


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MecnicoCavidades

ProgresivaESP

Hidrulico

Pistn

Hidrulico

Jets

Gas Lift

Continuo

Gas Lift

Intermiten

Limitacinde la

Tempe-ratura

ExcelenteUsado en

condiciones(500F)

Justo,limitado por

el estator


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BM BH BCP BESLEVANTAMIENTOCOMPARACIN DE SISTEMAS DE

LEVANTAMIENTO


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Seleccin de unsistema de

Levantamiento

Artificial

Condiciones del

yacimiento, pozo yproduccin

Propiedades de losfluidos

Infraestructura desuperficie

CRITERIOS DE SELECCIN

LEVANTAMIENTO


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El Sistema de Levantamiento es calificado paracada condicin en una escala de 1 a 3:

1 De bueno a Excelente2 De Justo a bueno3 No se recomienda


LEVANTAMIENTO


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Condicin Especificacin Mecnico Cavidades Hidrulica Gas Lift ElectrosumergibleProgresivas Pistn Jets

Yacimiento, produccin, pozo

Nmero de pozos nico 1 1 2 2 3 11 a 20 1 1 1 1 2 1

mas de 20 1 1 1 1 1 1Rata de produccin Menos de 1000B/D 1 1 1 1 2 2

1000 a 10000 B/D 2 2 2 2 1 1Mas de 10000 B/D 3 3 3 3 1 1

Profundidad del pozo Menos de 2500ft 1 1 2 2 2 2

2500 a 7500ft 2 2 2 2 1 1Mas de 7500ft 2 3 1 1 1 1

Tamao de Casing 4 1/2 in 1 1 1 1 2 25 1/2 in 1 1 1 1 1 1

7 in 2 2 2 2 1 19 5/8 in y ms 2 3 2 2 1 1

Inclinacin del pozo Vertical 1 1 1 1 1 1

Desviado 2 3 2 2 1 1Horizontal 2 3 2 2 1 1

Segn el yacimiento, la produccin y el pozo


LEVANTAMIENTO


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Condicin Especificacin Mecnico Cavidades Hidrulica Gas Lift Electrosumergible

Progresivas Pistn Jets

Severity Dogleg menos de 3 /100ft 1 1 1 1 1 1

3 a 10 /100ft 2 2 1 1 1 1

ms de 10 / 100ft 3 3 1 1 1 2

Temperatura Menos de 250 F 1 1 1 1 1 1

De 250 a 350 F 1 3 1 1 1 1

ms de 350 F 1 3 1 1 1 2

Presin fluyendo ms de 1000 psi 1 1 1 1 1 1

100 a 1000 psi 1 1 1 1 2 1Menos de 100 psi 1 1 1 2 3 1

Completamiento Simple 1 1 1 1 1 1

Dual o mltiple 3 2 3 3 1 2

Recobro Primario 1 1 1 1 1 1

Secundario 1 1 2 2 3 1

Terciario 2 2 2 2 2 2

Yacimiento, Produccin ,Pozo

LEVANTAMIENTO



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Progresivas Pistn Jets

Propiedades de los fluidos

Corte de agua Bajo 1 1 2 2 1 1

Moderado 1 1 1 1 2 1

Alto 1 1 1 1 3 1Viscosidad del fluido Menos de 100 cp 1 1 1 1 1 1

100 a 500 cp 1 1 1 1 1 1

mas de 500 cp 1 1 2 2 2 3

Fluidos Corrosivos Si 2 2 2 2 1 2

No 1 1 1 1 1 1

Arena abrasiva Menos de 10ppm 1 1 1 1 1 1

10 a 100 ppm 2 1 2 2 1 2

mas de 100 ppm 3 1 3 3 1 3

Relacin Gas/aceite < de 500scf/stb 1 1 1 1 2 1

500 a 2000scf/stb 2 2 2 2 1 1

>2000scf/stb 3 2 2 2 1 2

Contaminantes Scale 2 1 2 2 1 2

Parafinas 2 1 2 2 2 2

Asfltenos 2 1 2 2 2 2

Tratamientos Scale inhibidor 1 2 1 1 1 2

Inhibidor corrosin 1 2 1 1 1 2

Solventes 1 3 1 1 1 2Acidos 2 2 2 2 2 2

Segn las propiedades de los fluidosLEVANTAMIENTO



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Progresivas Pistn JetsInfraestructura de superficie

Localizacion Onshore 1 1 1 1 1 1

offshore 3 2 2 2 1 1

Remotos 2 1 2 2 2 1

Poder Elctrico Utility 1 1 1 1 1 1

Generacin 2 2 1 1 1 2

Restricciones de Si 3 2 2 2 2 1

Espacio No 1 1 1 1 1 1

Segn la infraestructura de SuperficieLEVANTAMIENTO



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CONTENIDO 1

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS


VARIABLES DE CONTROL DEPROCESOS

PROCESOS EN FACILIDADESOPERACIONES EN FACILIDADES

FUNDAMENTOSBSICOS EN

FACILIDADES


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CARACTERSTICAS FSICAS Y QUMICASDEL PETRLEOCOLOROLOR

SABOR

PODERCALORFICO

CALORESPECFICO

Por reflexin de la luz pueden aparecer verdes, amarilloscon tonos de azul, rojo, marrn o negro.

Aromtico como el de la gasolina, del querosn u otrosderivados. Si el crudo contiene azufre tiene un olor fuerte yrepugnante.

Es importante con contenido de sal alto.

Vara entre 0,40 y 0,52. Es la relacin de la cantidad decalor requerida para elevar su temperatura un gradorespecto a igual volumen o masa de agua.

Puede ser entre 8.500 a 11.350 caloras/gramo. En BTU/librapuede ser de 15.350 a 22.000.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

FUNDAMENTOS


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1

PUNTO DEEBULLICIN

PUNTO DECONGELACIN

DENSIDAD

VISCOSIDAD

Vara desde 15,5 C hastala temperatura de -45 C.Puede estar entre 0,75 a 1,1.

Estos dos rangos equivalen a57,2 y -3 API. La viscosidad de los

crudos en el yacimiento

puede tener 0,2 hastams de 1.000 centipoise.

Viscosidad aparenteViscosidad cinemtica

Viscosidad Universal Saybolt

No es constante, va entreTamb hasta los 300C

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOSFUNDAMENTOS


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FACILIDAD

Conjunto de equipos oelementos a travs de los

cuales se realiza un proceso.Una facilidad de acuerdo alproceso se denominafacilidad de:

FUNDAMENTOS

transporte,

produccin,perforacin,petroqumica,entre otras.


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FACILIDAD DE SUPERFICIE

Conjunto de equipos mediante loscuales se realiza la separacin delas tres o de dos fases de uncampo de petrleo o de gas, yadems se implementa eltratamiento de cada una de lasfases para poderlas comercializar odisponerlas sin alterar el equilibriodel medio ambiente.

FUNDAMENTOS

Otras denominaciones: Mdulo de produccin Batera de produccin Estacin de produccin Central de procesamiento


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TIPOS DE FACILIDADES

FUNDAMENTOS

LOCALIZACIN

CARACTERSTICASDE PRESINARACTERSTICASDEL FLUIDO

SISTEMA DEOPERACIN

MTODO DEOPERACIN

FACILIDADES


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CONTROL DEL PROCESO YSUS VARIABLES

FUNDAMENTOS

Temperatura

Presin

Nivel de fluido

Caudal


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ELEMENTOS DE UNA BATERADE PRODUCCIN

FUNDAMENTOS

0. Lneas deconduccin yrecoleccin1. Mltiple de

produccin.2. Separador deproduccin general.3. Separador deprueba.4. Tratador trmico deproduccin general.5. Tratador trmico deproduccin de prueba.6. Inyector dedesemulsificante7. Inyector deantiespumante.

11. Tanque dealmacenamiento deproduccin de prueba.12. Bomba de

transferencia13. Unidad L.A.C.T.14. Skimmer(Desnatador).15. Sistema deplatinas

coalescedoras.16. Unidad deflotacin.17. Piscinasedimentacin18. Piscina de

oxidacin.19. Sistema de

24. Caseta deloperador.25. Laboratorio.26. Tablero decontroles.27. Compresor deaire.28. Pozo de agua.29. Sistema sanitario.30. Sistemacontraincendio.31. Sistema deseguridad.32. Sistema dealarmas.33. Controles

remotos.34. Sistema de


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ELEMENTOS DE UNA BATERADE PRODUCCIN

FUNDAMENTOS


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PROCESOS EN UNA BATERA DEPRODUCCIN

FUNDAMENTOS

RECOLECCIN

SEPARACINLMACENAMIENTO

TRANSFERENCIA

TRATAMIENTO

PROCESOS

FISCALIZACIN


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OPERACIONES EN UNA BATERADE PRODUCCIN

FUNDAMENTOS

1. Centralizar la produccinde los pozos

2. Separacin gas/lquido

3. Lavado del crudo4. Prueba de pozos5. Inyeccin del rompedor de

emulsin6. Inyeccin del

antiespumante7. Inyeccin del inhibidor decorrosin

8. Deshidratacin del gashmedo

9. Tratamiento del gas cido10.Compresin del gas

11.Control Sistema deinstrumentacin

12.Control de operacin de

todos los equipos y variablesdel proceso

13.Anlisis de crudos y de agua14.Operacin de sistemas de

seguridad

15.Operacin de sistemas decontra incendio16.Control del sistema

ambiental17.Desalinizacin del crudo18.Control del sistema de

telecomunicaciones


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CABEZADE POZO FLOW LINE LINEA DEFLUJO

POZOS SIN GASFWKO

SEPARADOR DEPRUEBA

SEPARADORGENERAL

MANIFOLD

POZOS CONGAS

TRATADORTERMICO OELECTROSTATICO

GU NBARREL

TANQUE DEALMACENAMIENTO

BOMBAS OLEODUCTO

REFINERIA PUERTO DECARGUE

CASINGTUBING

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIALPERFORACIONES

YACIMIENTO

FUNDAMENTOS

CIRCUITO DE CRUDO EN UNABATERIA DE PRODUCCIN


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FUNDAMENTOS


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CONTENIDO 2

LOCALIZACIN DE BATERAS

PRESIONES EN CABEZA DE POZO

LNEAS Y ACCESORIOS DE FLUJO

MULTIPLES DE PRODUCCIN

DIMENSIONAMIENTO

ESTACIONESDE

RECOLECCIN


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LOCALIZACION DE BATERASDE PRODUCCIN

ESTACIONES

La batera o facilidad deproduccin se debe ubicar

en un punto centralizadorespecto a los pozosproductores, con el fin deobtener el mnimo posiblede cadas de presin entre

el pozo y la unidad deproduccin o batera.


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FACTORES PARA LASELECCIN DE LALOCALIZACIN DE

UNA BATERA

Cercana a pozos actuales o por perforar

Facilidad de acceso, costos de transporte

Facilidad para eliminacin de desechossin contaminar

Disponibilidad de agua

Disponibilidad de fuentes de energa

Lejana a sitios residenciales

LOCALIZACIN DE BATERASDE PRODUCCIN

ESTACIONES


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NMERO DE BATERASDE PRODUCCIN

ESTACIONESEl nmero de bateras o facilidades deproduccin requeridas en un campo petrolerodepende de varios factores, entre los cualesestn los siguientes:

Potencial y extensin del yacimiento

Caractersticas de los fluidos

Caractersticas litolgicas de la formacin

Caractersticas topogrficas

Presin de formacin

Ganancia de produccin

##


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LNEAS DE FLUJO DE LOSPOZOS PRODUCTORES

Corresponde a la tubera que transporta los fluidos desde elpozo hasta la facilidad de produccin.

Longitud: La longitud de la lnea de flujo para un pozoproductor de petrleo hasta la batera es funcin de lossiguientes parmetros:

Localizacin de batera o facilidad de produccin.Espaciamiento entre pozos: acres/pozo.Caractersticas de los fluidos

Nmero de bateras del campo

Dimetro: Diseo basado en el flujo multifsico horizontalTipos de lneas de flujo: Se pueden construir dos tipos delneas: Individuales y comunes.

ESTACIONES


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ESTACIONES

MLTIPLES DE PRODUCCIN


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MLTIPLE DE PRODUCCINNO CONVENCIONAL CONVLVULA MULTIPUERTO

VlvulaMultipuerto

MedidorMultifsico

Lneas deFlujo

ESTACIONES


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ESTACIONES

MLTIPLES DE PRODUCCIN

Un mltiple de produccin es una unidad o elemento querene y centraliza el caudal de todos los pozos cuya produccinse va a procesar en la facilidad de produccin. Estosensamblajes estn conformados por secciones de tubera ocabezales, vlvulas, tees, codos, vlvulas cheques, dispositivosde medicin de presin y temperatura, muestreadores y otrosaccesorios.

MULTIPLE DE LNEAS INDIVIDUALES

MLTIPLE DE LNEAS COMUNESMLTIPLE PARADIFERENTES PRESIONES


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MLTIPLEDE GASLIFTESTACIONES


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ESTACIONES

El dimensionamiento de los mltiples deproduccin se hace en funcin del caudalQ y de las caractersticas del fluido.

El objetivo es encontrar un dimetro ptimodel cabezal de produccin general con elcual se obtengan las mnimas cadas de

presin (

P), como 1-2 psi, por el paso delfluido y una velocidad erosional o velocidadcrtica de aproximadamente 5 pies/seg.

DIMENSIONAMIENTO DE LOSMLTIPLES DE PRODUCCIN.

PARMETROS DEL DISEO


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Donde:

Ve: Velocidad erosional, pies/segundom: Densidad del fluido, lb/pieC: Constante emprica, la cual se considera comosigue:

100 para servicio continuo

123 para servicio no continuo

VELOCIDAD EROSIONAL

ESTACIONES IMPORTANTE:La velocidad para no destruirla pelcula interna formadapor el inhibidor de corrosinen el cabezal de produccin,es aproximadamente5 pies / segundo

21

m

e

CV

Dimetro equivalente del cabezal

A = AIN (r) r =d/2

rea totaldimetroequivalentereasindividualesde las lneasde flujo=

DIMENSIONAMIENTO DE


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Cuando Re es menor de 1.000 el flujo es laminar,mientras que por encima de 4.000 es turbulento.

TIPO DE FLUJO

DIMENSIONAMIENTO DETUBERAS PARA SISTEMAS DE

RECOLECCIN

ESTACIONES

194.0Re04.0fRe > 1.000

Re < 1.000

Re

16fRe < 1.000

172.0Re

04.0f

Re < 1.000

Para tubera lisanueva

Para tuberacomercial, delmercado industrial


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FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERAS

d2

pv/d2

v

El volumen de crudo transportadoest en funcin del dimetro de latubera y de la presin que se leimponga al crudo para moverlo

(velocidad) en su interior.La presin tambin est en funcinde la densidad (peso) y laviscosidad (fluidez) del crudo.

ESTACIONES


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A) Flujo Laminar B) Flujo TurbulentoFlujo Laminar R < 2000Flujo Turbulento R > 3000 R = dv/

FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERAS

ESTACIONES


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Determinar la presin de descarga de la bomba.

Se tiene en cuenta:Gravedad Especfica

Viscosidad

Caudal = Q

Dimetro: D

Velocidad: V

Re

f

pf = 2 f L V

g D

Presin Hidrosttica

ESTACIONES


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Clculo de dimetro necesario detuberaViscosidad absoluta

Caudal Q

Distancia L

Presin descarga bomba

Presin cabeza del pozo

P

X

Pf

Re

Dimetro D

ESTACIONES


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PARTES DE UN MANIFOLD

FLUIDO DE POZO

VLVULA DECORTE

VLVULA DECHEQUE

VLVULADE

CORTE

COLECTOR PARARECIRCULACIN

COLECTORES DEFLUIDO PARA LOS

SEPARADORES

ESTACIONES


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CONTENIDO 3

ASPECTOS TERICOS DE LASEPARACIN

SEPARADORES: DESCRIPCIN-TIPOS

ELEMENTOS EXTERNOS E INTERNOS

SELECCIN DEL SEPARADOR

DIMENSIONAMIENTO

PROCEDIMIENTOS DE OPERACIN

PROBLEMAS POTENCIALES DE OPERACIN

SEPARACINBIFSICA YTRIFSICA


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CONCEPTOS DE LA SEPARACINGAS / LQUIDO

Presin de llegada del caudal al separador:Es igual a la presin de la formacin menos la sumatoria de todasla cadas de presin que experimenta el sistema desde el

yacimiento hasta el separador.

Presin inicial de separacin:Corresponde a la presin inicial de operacin del separador, quees igual a la presin de llegada al separador, menos una cada de

presin en el separador, mediante la cual se efecta la separacingas/lquido en su primera etapa.

SEPARACIN


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Se hace necesario determinar un nmero ptimo de etapas quecorresponda con los requerimientos tcnicos, operacionales yeconmicos.

Clculos de separacininstantnea

Balance econmico

Potencial del yacimientoDeclinacin de la presin original del yacimiento

Anlisis del efecto de contrapresin a la formacin

ETAPAS DE SEPARACINGAS/LQUIDO

SEPARACIN


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SEPARADORES Y DEPURADORES

Un separador es un recipiente en el cual se separanfluidos que no son solubles entre s. Losseparadores se usan para separar gas de lquido oun lquido de otro (petrleo de agua, por ejemplo).El principal uso es separacin de lquido y gas.LASIFICACION

De acuerdo a la posicin:Verticales, horizontales.

De acuerdo a su formaCilndricos y esfricos.

De acuerdo al nmero de fasesBifsicos, trifsicos.

De acuerdo a los fluidos separados

Separadores gas lquido (gas petrleo), lquido lquido aguaspetrleo, agua

El nmero de fases se refiere al nmero de salidas que tiene el separador

SEPARACIN


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SEPARACIN

ETAPAS DE SEPARACINGAS/LQUIDO


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TABLA GUA PARA LAS ETAPAS DE

SEPARACIN

Presin inicial separador (psi) Nmero de etapas

25 125 1

125 300 1 2

300 500 2

500 700 2 - 3

SEPARACIN


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SECCIONES DE UN SEPARADOR

12

4

3

1. Seccin de separacin

primaria2. Separacin por

asentamientogravitacional

3. Seccin de acumulacin

de lquido4. Seccin de coalescencia

SEPARACIN


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TIPOS DE SEPARADORES

SEPARACIN


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SEPARADOR HORIZONTAL

SEPARADOR VERTICAL

TIPOS DE SEPARADORES

SEPARACIN


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1. Placa deflectora2. Filtro extractor dehumedad3. Placas de coalicin oagrupamiento4. Paletas de despojamiento orectificacin5. Filtros6. Material secuestrante o deatrapamiento7. Rebosaderos8. Dispositivos centrfugos9. Pantallas horizontales10. Rompedor de vrtice11. Blindaje del flotador12. Boquilla para inyeccin deagua

DISPOSITIVOSINTERNOS DELSEPARADOR

SEPARACIN


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DESVIADORES DEENTRADA

SEPARACIN


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SEPARACIN


ELIMINADORESDE NIEBLA


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ELIMINADORES

DE NIEBLA


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Ventajas1. Eficientes para el manejo de

slidos2. Eficientes para absorber

turbulencia

3. Menor tendencia a lareincorporacin de lquido alcaudal de gas.

4. Ms efectivo en el manejo decaudales de produccin conbajas relaciones gas / aceite.

5. Ocupa un menor espacio en lafacilidad

Limitaciones: Dificulta el mantenimiento y el

control de las vlvulas de alivio,cabezote de se uridad etc.

SELECCIN SEPARADORHORIZONTAL vs. VERTICAL

SEPARACIN Separadores Verticales


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Separadores HorizontalesVentajas1. Eficiente en el manejo y procesamiento de altos volmenes de gas y

de lquido.

2. Ms eficiente en el manejo de crudos espumosos.3. Ms eficiente en el manejo de emulsiones

4. Ms eficientes en el manejo de producciones con altas relacionesgas/aceite.

5. Mayor facilidad en el manejo y mantenimiento de instrumentos decontrol.

6. Son de fcil transporte

Limitaciones: Tiene limitaciones para absorber turbulencia No maneja slido como lo hace el vertical Requiere de mayor rea de instalacin

SELECCIN SEPARADORHORIZONTAL vs. VERTICAL

SEPARACIN


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ASPECTOS TERICOS DE LASEPARACIN BIFSICA

En la seccin de asentamiento gravitacional las gotas delquido empezarn a precipitarse a una velocidad que es

determinada por el equilibrio o igualdad de la fuerza

gravitacional (peso) de la gota de lquido con la fuerza de

arrastre causada por un movimiento relativo a la fase

continua gaseosa.

Asentamiento GravitacionalSEPARACIN


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PL - Pg

Vt = 0.0119

Pg

dm

CD

La experiencia de campo demuestra que si se remueven

o precipitan las gotas de 100 micrones y mayores enesta seccin, el extractor de niebla no se inundar yestar en condiciones de remover las gotas de tamaoentre 10 y 100 micrones de dimetro

ASPECTOS TERICOS DE LASEPARACIN BIFSICA

SEPARACIN


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Con el propsito de asegurar que el lquido y el gas alcancenlas condiciones de equilibrio a la presin del separador, esnecesario mantener almacenado el lquido durante cierto

tiempo, llamado tiempo de residencia o tiempo de retencin.

VQ

V = volumen ocupado por el lquido en el recipienteQ = caudal de entrada al recipiente

Este tiempo puede variar entre 1 minuto y 5 minutos o ms,especialmente cuando se trata de crudos pesados.

TIEMPO DE RESIDENCIA O DERETENCIN

TR=

SEPARACIN


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Separador Bifsico HorizontalPara el diseo o dimensionamiento de un separador

horizontal es necesario determinar una longitud costura

costura y un dimetro, del recipiente. Adems, debe

determinarse la presin de trabajo a la unidad.

DIMENSIONAMIENTO DESEPARADORES BIFSICOS

SEPARACIN


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a. Hallar el rea seccional requerida en la seccin de vapor.b. Determinar el rea requerida para la seccin de retencin delquidoc. Sumar ambas reas seccionales para obtener el rea total y el

dimetro.

DISEO DE UN SEPARADORHORIZONTAL

SEPARACIN


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El dimetro del separador depende de ladiferencia en densidades del Petrleo y el gas y

adems de la tasa de produccin de gas(medida a las Condiciones de presin y

temperatura del separador).

SEPARACIN

DISEO DE SEPARADORES

Determinar el tamao de la

seccin de vapor en la que lasgotas de lquido se asentarn

Determinar el tamao de la

seccin de lquido en que serompern las burbujas


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DISEO DE UN SEPARADOR VERTICAL

a. Comparar densidades de gas y de lquido para obtener la

mxima velocidad permisible

b. Determinar la tasa de flujo de gas a las condiciones de presin

y temperatura de operacin

c. Dividir la tasa de flujo por la velocidad para obtener el rea.

d. Determinar el dimetro

SEPARACIN


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SELECCIN DE DISPOSITIVOSINTERNOS DEL SEPARADOR

Los dispositivos internos de un separador se usan paraacelerar el proceso de separacin y reducir el tamao ycosto del separador; su seleccin apropiada puede reducirel costo del separador en un 50%.

La mayora de los dispositivos internos se instalan en laseccin de vapor para remover las gotas de lquido del gas.

SEPARACIN


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Puesta en Servicio (arrancada)Si est desocupado, cierre las vlvulas en cada salida de lquido (vlvulasde bloqueo) ubicadas antes de la vlvulas de control.

1. Si tiene un regulador de presin, debe ajustarse 75% de lapresin de control normal, y lentamente llvelo a la presin decontrol normal despus de que el separador est en operacin.Esto prevendr que los dispositivos de alivio de presin se abranen el caso de que el control de presin no haya sido ajustado ypermita que la presin llegue a valores por encima de la presinde operacin.2. Si el separador tiene dispositivos de cierre por bajo nivel,desactvelos o agregue lquido para que el nivel del fluido quedepor encima del control de nivel.3. Chequee que cada lnea de salida del separador tenga laorientacin adecuada.4. Abra lentamente la entrada al recipiente.

OPERACIONES DE UN SEPARADOR

SEPARACIN


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Operaciones de rutina1. Son de observar los instrumentos de control de nivel,

temperatura, presin y flujo que estn funcionando dentrode los rangos apropiados.

2. Las vlvulas de control operadas por diafragma deben seremboladas ocasionalmente para ver que cierren y abrancompletamente sin restriccin alguna.

3. Los visores (o vidrios indicadores) se deben drenarperidicamente para prevenir la acumulacin de suciedadesen las lneas o vlvulas de medida que hacen que seobserven niveles falsos.3

4. Si tiene filtros o cmaras de atrapamiento se debe observarla cada de presin a travs de ellas; un incremento en lacada de presin puede indicar depositacin de partcular

slidas y la necesidad de cambiar o limpiar el dispositivo.

SEPARACIN



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Control1. Control de presin: La presin de operacin de un

separador se debe mantener tan alta como seaposible para obtener una mejor separacin.

2. Control de nivel: Es ms problemtico el lquido enel gas que el gas en el lquido y por tanto es mejortratar de mantener siempre el nivel de fluido bajo.

SEPARACIN



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DIAGNOSTICO

A. Procedimiento de diagnstico para arrastre de lquido en la salidade gas.1. Rata de entrada de gas alta.

2. Nivel de lquido alto

3. Los dispositivos para ayudar a extraer la humedad estntaponados.

4. Formacin de olas en el lquido.5. Presin de operacin menor que la de diseo.

SEPARACIN


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SEPARACINDIAGNOSTICO

B. Causas de cambio de nivel.1. El flotador est totalmente cubierto con lquido.

2. El nivel del lquido est por debajo del flotador

3. La rata de flujo de lquido ha cambiado

4. El lquido entra al separador de una manera intermitente.

5. La vlvula del control de nivel no est funcionandoadecuadamente.

6. El controlador de nivel no muestra respuestas al cambio ennivel.

7. El flotador en la interfase agua petrleo est totalmentesumergido en emulsin.

8. La densidad del petrleo ha cambiado


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SEPARACIN DE TRES FASES

SEPARACIN

Entrada de Fluidos

Salida de Gas

Salida de Agua

Salida de Petrleo

Del mltiple deproduccin

Seccin para agua

Cmara depetrleo

Zona de separacin

Zona de Gas

Seccinentrada

Platina deimpacto

SEPARACIN DE AGUA LIBRE


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ASPECTOS TERICOS DE LASEPARACIN TRIFSICA

A. Separacin de gas.

B. Asentamiento de aceite / agua

Donde:

Vt = Velocidad de asentamiento pies/seg.

= Diferencia de gravedades especficas entre

las fases agua y aceite(dm) = Dimetro de la gota de agua, micrones

= Viscocidad de la fase continua, cp (en estecaso aceite)

( )

2610781=

xdmSGx.V o

w

t

-

( )o

wSG

SEPARACIN


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C. Tamao de la gota de agua en aceiteEsta informacin se obtiene del anlisis y pruebas de laboratorio.Cuando no se dispone de esta informacin, se puede asumir queun dimetro de la gota de agua presente en el colchn de aceite

de 500 micrones, se precipitar al fondo.

D. Contenido de aceite en el agua.E. Tiempo de residencia o de retencin.

Es comn usar un tiempo de residencia entre 3 y 30 minutos,dependiendo de la calidad o gravedad API del crudo.

SEPARACIN

ASPECTOS TERICOS DE LASEPARACIN TRIFSICA

PROBLEMAS POTENCIALES DE


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Estos problemas potenciales son comunes aSeparadores bifsicos y trifsicos

ARRASTRE DELQUIDOS EN LAPARTE GASEOSA

ARRASTREDE GAS ENLA PARTELQUIDA

PROBLEMAS POTENCIALES DEOPERACIN

SEPARACIN

ELEMENTO DEL EPARADOR


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ELEMENTOS DEL SEPARADORTRIFSICO

SEPARACIN P.S.V. VALVU LA DESEGURIDAD PORALTA PRESIONMANHOLE MANOMETRO

P.T.TRANSMISORDE PRESIONP.C.V. VALVULACONTROLADORADE PRESION

E.S.D.V.VALVULA DECIERRE DEEMERGENCIA

PLATINADEFLECTORAENTRADA DEFLUIDO

L.D.C.V.VALVULACONTROLADORADE NIVELDIFERENCIAL

MANHOLE

DRENAJES DE ARENA

BARRERA DERETENCIONDE ARENA

SALIDADE AGUA

ENTRADASAND JET

DRENAJEAUXILIAR

BYPASSREDUCTOR DEVORTICES

TERMOMETRO

L.D.T.TRANSMISORDE NIVELDIFERENCIAL

SALIDA DECRUDO


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FINALIZACIN

PARTE1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

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Transcript of PARTE1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN