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Facilidades de Superficie en La Industria Petrolera

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Fa acilidades s de super rficie en la a industri ia petrole era

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. Introdu ucción Estacio ones de Flujo o Compo


onentes básic cos en una est tación de fluj jo Los Flu uidos del Poz zo y sus Carac
cterísticas Clasific cación de los Separadores s Selecci ión y Aplicaci ión de
Separa adores y Dep puradores Consid deraciones de e Operación y Mantenimie ento
para Sep paradores de e Petróleo y G Gas Tanque es Bomba as Ejempl lo de estación n
de flujo Descrip pción de los Procesos P Bibliog grafía

Introdu ucción

E El crudo produ ucido por la Operadoras O de Campos Petrol leros debe ser
entregado lim mpio (sin conte enidos importa antes de agua y s sedimentos), en e
las descarga a de las Estaci iones de Flujo, y por esto de ebe ser tratado o y
deshidrata ado antes de ser entregado a P Petrolera Nacio onal. La deshid dratación
del cr rudo sucio y la a entrega del cr rudo limpio a la a Petrolera Ven nezolana
son ce entralizadas en n l las Estaciones de Flujo. E Estaciones de d Flujo
[1,2]. . U Una estación de d flujo es don nde se realizan n el tratamient to del
crudo q que viene de la as áreas o cam mpos de explot tación, para su u p posterior
trasla ado a la estació ón de descarga más cercana y de allí al patio de tanque
prin ncipal de recep pción y bombeo o de crudo. E Existen varios métodos de pr
roducción para transportar el crudo desde lo os pozos hasta l las estaciones ( (Ver
Fig. 1.1). E El método más s común para transportar t el fluido f desde el área de
explota ación a la estac ción es impulsa arlo a través de e un sistema de e t
tuberías. Las tu uberías de secc ción circular son las más frecu uentes.

Facil lidades de superf ficie en la indust tria petrolera


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E El objetivo fun ndamental de las l Estaciones de Flujo en op peraciones de
producción pe etrolera consist te en separar a las presiones s ó óptimas los fl
luidos del poz zo en sus tres componentes s básicos: petr róleo, gas y a gua, para
el p posterior trata amiento de los s h hidrocarburos, , con el fin de optimizar o
el pro ocesamiento y comercializació c ón de ellos (pet tróleo y gas). E El proceso
de e tratamiento en la estación n se realiza mediante m una serie de sub-p
procesos; entr re ellos tenem mos separación, d deshidratación n, almacenamiento
bombeo, etc. Este sist tema se inicia con la recole ección del cru udo a través d
del múltiple de e p producción, el cual está form mado por uno o varios cabezale es
de producció ón y otro de pr rueba. El cabez zal de prueba es s utilizado para a a
aislar individualmente la producción de un pozo con el obj jeto de evaluar rlo. U
Una vez recole ectado en el tub bo múltiple, el crudo se envía a a la etapa de
separación don nde se retiene un nivel de líq quido específico o p por un tiemp po
determinad do bajo condic ciones controladas de presi ión y tempera atura, esto co
on el objeto d de separar los s h hidrocarburos más livianos de los más pesados. p
Al sal lir de esta eta apa el crudo v va a deshidrat tación, donde el sistema de e
c calentadores eleva su temper ratura de entra ada bajo un pro oceso de transf
ferencia de cal lor, esto con el l fin de lograr u una separación n m más efectiva
en ntre el petróleo o y el agua. Al avanzar por el sistema el cru udo llega al pat
tio de tanques d donde pasa ini icialmente a un n t tanque de sepa aración de petr
róleo y agua, co onocido como tanque t de lavad do, y de allí pas sa a los tanque
es de almacenamiento (Figura a 1.2). E En los sistemas de baja presión (alrededor
de d 70 lpc) el ga as proveniente de las estacion nes de flujo se suministra a la a
succión de las s e estaciones com mpresoras o tam mbién se suple como combust
tible. Cuando e el gas provenien nte de los sepa aradores posee altas presiones s
(por ejemplo 1000 lpc) se puede suministrar directam mente a las ins stalaciones de
e gas para leva antamiento ar rtificial o a las s i instalaciones para p la
inyecció ón de gas a yaci imientos. La ubicación deseable d de los centros c de
reco olección y alma acenamiento de ebe considerar prioritariamen nte: • El volumen
de d fluidos que se producen. • Las caracterís sticas de los po ozos y las distan
ncias que los se eparan. • Los programa as de desarrollo o. E El factor econó ómico
es esenci ial en la selecci ión y ubicación n de las estacion nes de flujo. A
medida que un n campo se desarrolla, se hace e n necesario cons struir nuevos ce
entros de recole ección.

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Estación de Descarga[1] La estación de descarga es el punto donde toda la
producción de petróleo del campo es fiscalizada antes de ser bombeada al patio de
tanques; estas estaciones no sólo reciben el crudo de las estaciones de flujo en el
área sino también de los pozos cercanos a ella. Su función principal es el
tratamiento final del crudo para obtener un crudo que cumplan con las
especificaciones de calidad. Las estaciones de descarga están provistas de equipos
destinados al tratamiento, almacenamiento y bombeo del petróleo hasta los patios
tanques. Para el tratamiento, cuentan con separadores gas – crudo para las
producciones limpias (libres de agua), sucias (con agua) y de prueba, además de
realizar la separación agua/crudo por medio de calentadores y tanques de lavado o
de estabilización y así cumplir con las especificaciones de concentración (menor al
0,5 % de agua y sedimentos). El propósito fundamental de una estación de descarga
es separar el gas, el agua y los sedimentos que arrastra el petróleo cuando es
extraído de los yacimientos; este proceso se denomina tratamiento del crudo.

Proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo

El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se


encuentran: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento,
deshidratación, almacenamiento y bombeo. Es importante mencionar que en todas las
Estaciones de Flujo ocurre el mismo proceso, por lo que podemos decir que estas
etapas son empleadas en un gran número de estaciones; luego de pasar por estas
etapas, los distintos productos pasarán a otros procesos externos a la estación. A
continuación se describe cada una de las etapas por las que pasan los fluidos
provenientes de los pozos: Etapa de Recolección Esta es una de las etapas más
importantes del proceso y consiste en recolectar la producción de los diferentes
pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la
Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los
múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de
pozos o clusters. Etapa de Separación Una vez recolectado, el petróleo crudo o
mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido–gas dentro del
separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura
establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo.
Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el
líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es
importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos
de control del separador. Etapa de Depuración Por esta etapa pasa únicamente el gas
que viene de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar los restos de
petróleo en suspensión que no se lograron atrapar en el separador, además de
eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El líquido
recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea de líquido que va hacia el
tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es enviado
por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o miniplantas, y otra
cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.
Etapa de medición de petróleo El proceso de medición de fluidos y posterior
procesamiento de datos, se hace con la finalidad de conocer la producción general
de la estación y/o producción individual de cada pozo. La información sobre las
tasas de producción es de vital importancia en la planificación de la instalación
del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los tanques,
tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el dimensionamiento de las
bombas. Algunas de las decisiones más importantes de la compañía están basadas en
las los análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente
dependiente de la información de la prueba de pozos. Etapa de Calentamiento Después
de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va al calentador u
horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como finalidad ocasionar
un choque de moléculas acelerando la separación de la emulsión. Este proceso es
llevado a cabo únicamente en las estaciones en tierra debido a las limitaciones de
espacio que existe en las estaciones que están costafuera (mar, lago, etc.), y para
petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho.

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Etapa de Deshidratación del petróleo Después de pasar por la etapa de
calentamiento, la emulsión de petróleo y agua es pasada por la etapa de
deshidratación con la finalidad de separar la emulsión y extraer las arenas que
vienen desde los pozos. Luego el petróleo es enviado a los tanques de
almacenamiento y el agua a los sistemas de tratamiento de efluentes. Etapa de
Almacenamiento del Petróleo Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el
petróleo crudo producido por los pozos asociados a las estaciones, este es
almacenado en los tanques de almacenamiento después de haber pasado por los
procesos de separación y deshidratación y luego, en forma inmediata, es transferido
a los patios de tanque para su tratamiento y/o despacho. Etapa de Bombeo Después de
pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estación de
Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es bombeado hacia los
patios de tanques para su posterior envió a las refinerías o centros de despacho a
través de bombas de transferencia.

Componentes básicos en una estación de flujo

Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la


interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son:

     

Múltiples o recolectores de entrada. Líneas de flujo. Separadores de petróleo y


gas. Calentadores y/o calderas. Tanques. Bombas.

Generalmente, las estaciones de flujo están diseñadas para cumplir un mismo fin o
propósito, por tal razón, los equipos que la conforman son muy similares en cuanto
a forma, tamaño y funcionamiento operacional. Sin embargo, las estructuras de éstas
y la disposición de los equipos varían entre una filial y otra. Múltiples o
recolectores de entrada. Son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que
consisten generalmente en varios tubos colocados en posición horizontal, paralelos
uno con respecto al otro y conectados a cada una de las líneas de flujo. Su función
es recolectar la producción de los pozos que llegan a las estaciones de flujo y
distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los arreglos
de válvulas, conexiones y tuberías deben ser de manera tal que, cuando sea
requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado para propósitos de
prueba de pozos. Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado a un separador
de prueba, para segregar y medir petróleo o productos de destilación, producción de
gas y en algunos casos producción de agua. Tubo múltiple Básico El arreglo básico
de la conexión al tubo múltiple para cada pozo individual es indicado en la en la
figura 1.3. El flujo entrante arriba a una válvula de choque ajustable (block
valve) con entrada abierta en el punto A y a través de válvula de retención (check
valve) en el punto B. Para la rutina de producción, la válvula de choque en el
cabezal (punto D) es cerrada y la producción se mezcla con la de otros pozos a
través de una válvula del cabezal (punto C) abierta fluyendo por la línea de flujo
hacia el separador principal. Para desviar este pozo hacia el separador de prueba,
la válvula del punto C es cerrada y la válvula en el punto D es abierta. Para
reparar cualquier parte del múltiple, la válvula de bloqueo en el punto A debe ser
cerrada. La válvula B previene que no haya reflujo desde cualquier otro pozo de
presión mayor que entre a la línea de flujo principal o común hacia este pozo. La
unión en el punto E proporciona conexiones rápidas de líneas de desvío en caso de
que la línea del pozo necesite remoción de parafina o expulsar arena y sedimentos.
La figura 1.3 muestra solo una parte del múltiple para un pozo. Tantos pozos como
se desee pueden ser añadidos por unidades idénticas de conexión a las uniones de
salida en los puntos F y G. En algunas áreas costa afuera, las líneas de flujo y
tubos múltiples para superar la presión de estrangulamiento deben llevarse a la
presión máxima del pozo y los mismos deben ser diseñados para eso. Facilidades de
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Líneas de flujo. Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde el
cabezal de un pozo hasta el múltiple de producción de su correspondiente estación
de flujo. Las líneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan el
flujo en forma bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergencia denominado
múltiple. Cada múltiple esta conformado por secciones tubulares, cuya capacidad y
tamaño dependen del número de secciones tubulares. Son fabricados en diferentes
diámetros, series y rangos de trabajo y se seleccionan según el potencial de
producción y presiones de flujo del sistema. En el diseño de las líneas de flujo se
calculan principalmente lo siguiente:

    

La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula usando


modelos multifásicos. Los espesores óptimos del tipo de material a usar
considerando las presiones de trabajo. Los sistemas de limpieza y de mantenimiento.
Los sistemas de protección. Los sistemas de anclaje.

Separadores de petróleo y gas. [4] El término "separador de petróleo y gas" en la


terminología del argot petrolero es designado a un recipiente presurizado que es
utilizado para separar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en
componentes líquidos y gaseosos. Un recipiente de separación puede ser llamado de
las siguientes formas:

         

Separador de petróleo y gas. Separador. Separador por etapas. Trampa. Recipiente de


retención, tambor de retención, trampa de retención, retenedor de agua, retenedor
de líquido. Cámara de separación flash, recipiente de separación flash, o trampa de
separación flash. Separador por expansión o recipiente de expansión. Depurador
(depurador de gas), de tipo seco o húmedo. Filtro (filtro de gas), de tipo seco o
húmedo. Filtro-Separador.

Los términos "Separador de petróleo y gas", "Separador", "Separador por etapas",


"Trampa", se refieren a un separador de petróleo y gas convencional. Estos
recipientes de separación son normalmente utilizados en locaciones de producción o
plataformas cerca del cabezal, tubo múltiple o unidad de tanques para separar los
fluidos producidos del pozo, en líquido y gas. Un Recipiente de retención, tambor
de retención, trampa de retención puede ser utilizado para remover solo agua del
fluido de pozo o remover todo el líquido, petróleo más agua, del gas. En el caso de
un retenedor de agua utilizado cerca del cabezal del pozo, el gas y el petróleo son
descargados normalmente juntos, y el agua libre es separada y descargada del fondo
del recipiente. Un retenedor de líquido es utilizado para remover todo el líquido
del gas. El agua y los hidrocarburos líquidos son descargados juntos del fondo del
recipiente, y el gas es descargado por el tope. Una cámara de separación flash
(recipiente o trampa) se refiere normalmente a un separador convencional de
petróleo y gas operado a baja presión, con el líquido de un separador de alta
presión iniciando la liberación flash dentro de este. Esta cámara de separación
flash es frecuentemente la segunda o tercera etapa de separación, donde el líquido
empieza a descargarse desde la cámara de separación flash hacia almacenamiento. Un
recipiente de expansión es el separador de primera etapa en una unidad de baja
temperatura o separación fría. Este recipiente puede ser equipado con un serpentín
de calentamiento para derretir los hidratos, o un líquido inhibidor de hidratos
(tal como glicol) puede ser inyectado al momento de la entrada de fluido del pozo
antes de la expansión en el recipiente. Un depurador de gas puede ser similar a un
separador de petróleo y gas. Normalmente este maneja fluidos que contienen menos
líquido que el producido de pozos de petróleo y gas. Los depuradores de gas son
usados normalmente en recolección de gas, ventas, y líneas de distribución donde no
se requiere manejar tapones o baches de líquidos, como es a menudo el caso con
separadores de petróleo y gas. El depurador de gas tipo seco utiliza extractores de
neblina y otros internos similares a los de separadores de petróleo y gas. El
depurador de gas tipo húmedo pasa la corriente de gas a través de un baño de
petróleo u otro Facilidades de superficie en la industria
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liquido que limpie polvo y otras impurezas del gas. El gas es pasado a través de un
extractor de neblina donde todo el líquido removible es separado de este. Un
"depurador" puede referirse a un recipiente utilizado aguas arriba de cualquier
recipiente o unidad que procese gas para proteger la unidad o recipiente aguas
abajo, de líquido hidrocarburo y/o agua. El "filtro" (filtro de gas o
filtro/separador) se refiere a un depurador de gas tipo-seco; especialmente si la
unidad es utilizada en principio para remover el polvo de la corriente de gas. Un
medio filtrante es utilizado en los recipientes para remover polvo, finos,
herrumbre y otros materiales extraños del gas. Tales unidades removerán líquido del
gas. Un separador de gas y petróleo generalmente incluye las siguientes componentes
y características esenciales.

Un recipiente que incluye (a) sección y/o dispositivo para la separación primaria,
(b) sección de asentamiento "por gravedad" secundaria, (c) extractor de neblina
para remover pequeñas partículas de liquido del gas, (d) salida del gas, (e)
sección de asentamiento de liquido (separación) para remover el gas o vapor del
petróleo (en una unidad trifásica, esta sección separa agua del petróleo), (f)
salida del petróleo, y (g) salida del agua (unidad trifásica). Adecuada Capacidad
volumétrica de líquido para manejar "baches" de los pozos y líneas de flujo.
Adecuado diámetro y altura o longitud del recipiente para permitir que se separe
más liquido del gas de forma tal que el extractor de neblina no sea sobrecargado de
líquido. Un mecanismo de control del nivel de líquido en el separador, el cual
normalmente incluye un controlador del nivel de líquido y una válvula de diafragma
en la salida del petróleo. Para operación trifásica, el separador debe incluir un
controlador del nivel de líquido en la interfase agua-petróleo y una válvula de
control de descarga de agua. Una válvula de alivio de presión en la salida de gas
para mantener una presión estable en el recipiente. Dispositivos de alivio de
presión.

  

 

En muchos sistemas de equipos de producción en superficie, el separador de gas-


petróleo es el primer recipiente hacia donde fluyen los fluidos del pozo luego de
ser levantados a superficie. Si embargo, otros equipos tales como calentadores y
retenedores de agua, pueden ser instalados aguas arriba del separador.

 

Los Fluidos del Pozo y sus Características


Petróleo Crudo

El petróleo Crudo es una mezcla compleja de hidrocarburos producidos en forma


liquida. La gravedad API del petróleo Crudo puede estar en un rango de 6 a 50 ºAPI
y una viscosidad de 5 a 90000 cp en condiciones de operación promedio. La
coloración varia de verde claro, amarillo, marrón y negro.

Condensado

Este es un hidrocarburo que puede existir en la formación como líquido o como vapor
condensado. La licuefacción de componentes gaseosos del condensado normalmente
ocurre con la reducción de la temperatura del fluido de pozo a condiciones de
operación en superficie. Las gravedades API de los líquidos de condensados pueden
estar en un rango de 50 a 120 ºAPI y viscosidades de 2 a 6 cp a condiciones
estándar. La coloración puede ser blanco agua, amarillo claro, o azul claro.

Gas Natural

Un gas puede ser definido como una sustancia que no tiene forma o volumen propio.
Este llenara cualquier recipiente que lo contenga y tomara la forma del mismo. El
hidrocarburo gaseoso asociado con el petróleo crudo es referido al gas natural y
puede ser encontrado como gas "libre" o como gas "en solución". La gravedad
específica del gas natural puede variar de 0.55 a 0.024 a condiciones estándar.

Gas Libre

El gas libre es un hidrocarburo que existe en la fase gaseosa a presión y


temperatura de operación. El gas libre puede referirse a cualquier gas a cualquier
presión que no este en solución o mantenido mecánicamente en el hidrocarburo
líquido.

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Gas en Solución

El gas en solución es homogéneamente contenido en petróleo a una presión y


temperatura dada. Una reducción en la presión y/o un incremento en la temperatura
pueden causar que el gas sea emitido del petróleo. Entonces se asume las
características de gas libre.

Vapores Condensables.

Estos hidrocarburos existen como vapor a ciertas condiciones de presión y


temperatura y como líquido a otras condiciones. En la fase de vapor, ellos asumen
las características de un gas. En la fase de vapor, los vapores condensables varían
en gravedad especifica de 0.55 a 4.91 (aire =1), y viscosidad de 0.006 a 0.011 cp a
condiciones estándar.

Agua

El agua producida con el petróleo crudo y el gas natural puede estar en forma de
vapor o liquido. El agua liquida puede ser libre o emulsionada. El agua libre
alcanza la superficie separada del hidrocarburo líquido. El agua emulsionada es
dispersada como gotas en el hidrocarburo líquido.

Impurezas y Materiales Extraños

Los fluidos producidos del pozo puede contener impurezas gaseosas tales como
nitrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, y otros gases que no son
hidrocarburos en naturaleza u origen. Los fluidos del pozo pueden contener
impurezas liquidas o semilíquidas, tales como agua y parafina. Ellos también pueden
tener impurezas sólidas, tales como lodo de perforación, arena, fango y sal.

Funciones Principales de los Separadores de Gas-Petróleo

La separación de gas del petróleo puede iniciarse una vez que los fluidos fluyen a
través de la formación hacia el pozo y puede aumentar progresivamente a través de
la tubería de producción, líneas de flujo y equipos de manejo en superficie. Bajo
ciertas condiciones, el fluido puede ser separado en su totalidad en líquido y gas
antes de que este alcance el separador de petróleo y gas. En tales casos, el
recipiente separador proporciona solo una "ampliación" para permitir que el gas y
el líquido descender hacia sus respectiva salidas. Remover Petróleo del Gas La
diferencia en densidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos puede permitir una
separación aceptable en un separador de petróleo y gas. Sin embargo, en algunas
instancias, es necesario utilizar algunos dispositivos mecánicos comúnmente
referidos como "extractores de neblina" para remover liquido del gas antes de que
este sea descargado del separador. Remover Gas del Petróleo Las características
físico-químicas del petróleo y estas condiciones de presión y temperatura
determinan la cantidad de gas que este contendrá en solución. La tasa a la cual el
gas es liberado de un petróleo dado es una función del cambio en la presión y
temperatura. El volumen de gas que un separador removerá del petróleo crudo depende
de (1) características físico-químicas del crudo, (2) la presión de operación, (3)
la temperatura de operación, (4) tasa de entrampamiento, (5) tamaño y configuración
del separador, y (6) otros factores. La tasa de entrampamiento y nivel de liquido
en el separador determinan el tiempo de "retención" o "asentamiento" del petróleo.
Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos es generalmente adecuado para obtener una
separación satisfactoria de crudo y gas, a menos que se esté manejando crudo
espumante. Cuando el crudo espumante es separado, el tiempo de retención debe ser
incrementado de 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y el
diseño del separador. Separación Agua - Petróleo En algunas instancias es
preferible separar y remover el agua del fluido antes de que este fluya a través de
las reducciones de presión, tales como las causadas por los estranguladores y
válvulas. Tales remociones de agua pueden prevenir dificultades que podrían ser
causadas aguas abajo por la misma, tales como corrosión, formación de hidratos, y
formación de emulsiones que pueden ser difíciles de resolver. El agua puede ser
separada del petróleo en un separador trifásico mediante el uso de químicos y
separación gravitacional. Si el separador trifásico no es lo suficientemente grande
para separar el agua adecuadamente, esta puede ser separada en un recipiente
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d de retención de d agua libre, in nstalado aguas s arriba o agua as abajo de los
separadores. S Si el agua esta a emulsionada, será necesario o u utilizar un
tratamiento demulsificante para remover esta.

Funcione es Secundaria as de los Sepa aradores de Petróleo P y Ga as

M Mantenimien nto de la Pres sión Óptima P Para un separa ador de petróle eo y gas
llevar a cabo sus fun nciones princip pales, la presió ón debe ser ma antenida de
ma anera tal que el l líquido y el gas s puedan ser descargados d a su s respectivo
procesamiento o sistema de re ecolección. La presión es ma antenida dentro o d del
separador utilizando una a válvula de con ntrapresión de gas en cada se eparador o
con n una válvula m maestra de con ntrapresión que e c controle la pre esión en
unidad d de dos o más s separadores. En la figura 1. 4 se muestra u una válvula de
contrapresión de gas de baja a p presión típica, y la figura 1.5 5 muestra una a
válvula de co ontrapresión de e gas de alta p presión utilizad da para mante ener
la presión n d deseada en los separadores.

La presión ópt tima que debe mantener el se eparador es la presión p que re


esultará en el re endimiento eco onómico más a alto de la venta a d de los
hidrocarburos líquidos y gaseosos. Esta E presión óp ptima puede s ser calculada te
eóricamente o determinada p por pruebas de e c campo. M Mantenimien nto del Sello
Líquido en el e Separador P Para mantener r la presión en el separador, un u sello
líquido debe ser logra ado en la porció ón mas baja del recipiente. Es ste sello
líquido o p previene la pér rdida de gas co on el petróleo y requiere el us so de
un contro olador de nivel l de líquido y u una válvula sim milar a aquellas s m
mostradas en la l figura 1.6 y 1.7. Una válvula operada por r palanca simil lar a
la mostra ada en la figura a 1.8 puede ser r utilizada para a m mantener el se ello
líquido en un u separador cuando c la válvu ula es operada p por un flotador r que
es accion nado por el nive el de líquido en n e el separador. La L válvula de
control c de desc carga de petróle eo mostrada en n la figura 1.7 puede ser acci
ionada por un piloto operado o p por flotador, por un controlador de nivel de e
liquido sin flo otador similar a al mostrado en n la figura 1.9, o por un contr
rolador de nivel d de liquido tipo tubo de torque e (desplazamie ento) similar al
mostrado en la a figura 1.6. Facil lidades de superf ficie en la indust tria
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Problema as Especiales s en la Separa ación de Petr róleo y Gas

S Separación de d Crudo Esp pumante C Cuando la sepa aración es redu ucida en


ciertos tipos de crud do, pequeñas es sferas (burbuja as) de gas son encapsuladas e
en una película a d delgada de petróleo cuando el e gas sale de so olución. Esto pu
uede resultar e en espuma que e esta siendo dispersada en el petróleo y crea a l lo
que es conocido como crudo espuma. En n otros tipos de crudo la visc cosidad y la
ten nsión superficial del petróleo o pueden cerrar r m mecánicament te el gas en el
petróleo p y pued de causar un ef fecto similar a l la espuma. La espuma del pe
etróleo puede n no ser estable o n no duradera a menos que un agente espuma ante
este prese ente en el petró óleo. El petróleo o es mas prope enso a formar e espuma
cuando o (1) la gravedad d API menor a 40 ºAPI, (2) ) la temperatura de operació ón
es menor a 60 ºF, y (3) el crudo es vis scoso, con una a v viscosidad may yor 50000
SSU U (Aprox. 53 cp p).

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La espuma red duce enormeme ente la capacid dad de los sepa aradores de pet tróleo
y gas de ebido a que se r requiere un tie empo retención n m mayor para separar
adecua adamente una cantidad dad da de crudo e espumante. El crudo espum mante no
pued de ser medido o a adecuadament te con medido ores de despla azamiento pos
sitivo o con re ecipiente de m medición volumétrica conve encional. Estos s p
problemas, com mbinados con la pérdida pot tencial de petró óleo y gas deb bido a
la separa ación inapropi iada, enfatiza la necesidad de e p procedimiento o y
equipos espe eciales para ma anejar el crudo espumante. E El separador ve ertical
mostrad do en la figura 1.10 puede ser utilizado para manejar crudo o espumante. C
Como el crudo b baja en cascada a p por las placas internas i de la unidad, u las
bur rbujas de la esp puma pueden ser rotas. Este diseño puede incrementar la a
capacidad del s separador para manejar cru udo espumante e de un 10 a 50 5 %. Los
pri incipales facto res que contri ibuyen al "rotu ura" del crudo o e espumante son
n el asentamien nto, agitación, calor, químico os, y fuerzas cen ntrifugas; estos s
factores o mé étodos para red ducir o detener r l la formación de crudo espum ma
son también utilizados para a remover el ga as entrampado en el petróleo. .

P Parafina La deposición de parafina en e los separad dores de petróleo y gas redu


uce su eficienc cia y puede ha acerlos inoper rables llenando o p parcialmente el e
recipiente y/o y bloqueando o el extractor de mezcla y l las entradas d de fluido.
La p parafina puede e ser removida a e efectivamente de los separad dores
utilizando o vapor o solve entes. Sin emba argo, la mejor s solución es pre evenir
la depos sición inicial en n e el recipiente a través de calor r o tratamiento os
químicos de e la corriente de e fluido aguas arriba del sepa arador. Otra so
olución, exitosa a e en muchos cas sos, involucra el e revestimiento o de todas las
superficies s inte ernas del separ rador con un p plástico con el c cual la
parafina a t tiene poca o ninguna afinidad d. A Arena, Barro o, Lodo, Sal, etc. e S
Si la arena y otros o sólidos so on producidos continuament te en cantidad des
apreciables con los fluido os del pozo, ell los podrían ser r r removidos antes de
que entr ren a las tuberí ías. Arena de grano g medio en n pequeñas can ntidades
puede e ser removida a por medio del a asentamiento en e un recipient te vertical
sobre ediseñado con un fondo cónic co y mediante e el drenaje perió ódico del
residuo. La sal puede ser s removida mezclando m agua a con el petróleo, y luego de
disolver la sal l el agua puede ser separada a del petróleo y d drenada del sis
stema. C Corrosión Los fluidos pro oducidos del pozo p pueden se er muy corrosi
ivos y causar la a falla t temprana del equipo. Los dos elementos s mas corrosiv
vos son dióxid do de c carbono, sulfur ro de hidrogen no. Estos dos gases pueden es
star presentes en los f fluidos del pozo desde trazas hasta 40 o 50 % en volumen
del gas.

 

Clasific cación de lo os Separad dores


Clasificac ción por conf figuración

Los separador res de petról leo y gas pu ueden tener tr res configurac ciones g
generales: vert tical, horizonta al y esférico. Los L separadore es verticales pu
ueden v variar de tama año de 10 a 12 pulgadas p en diá ámetro y 4 a 5 pies de
altura, , hasta 10 a 12 pies en diámetro y 15 a 25 pies de alt tura. Los separador
res de petróle eo y gas horiz zontales son fabricados f con n una c configuración
de un solo tub bo o con dos tu ubos. Las unida ades de un solo o tubo t tienen un
arm mazón cilíndri ico y las unid dades de doble tubo tienen n dos a armazones cil
líndricos para alelos uno enc cima del otro o. Ambos tipo os de u unidades pued den
ser utilizada as para la separación bifásica o trifásica. Los separadore es
horizontales s pueden variar r de tamaño de e 10 a 12 pulgad das en d diámetro y 4
a 5 pies de largo o, hasta 15 o 16 pies en diáme etro y de 60 a 7 70 pies d de
largo. Los separadore es esféricos est tán usualmente disponibles en e 24 o 30 pul
lgadas h hasta 66 o 72 pulgadas p en diá ámetro.
Facilid dades de superficie en la industr ria petrolera
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Clasificac ción por la Función Fu

Las tres config guraciones de separadores están disponibl les para operac ción
bifásica y trifásica. Las unidades bifá ásicas el gas es s s separado del li iquido
con el gas g y el liquido o descargados de d manera sep parada. En los separadores
tr rifásicos, el flui ido del pozo es s s separado en pe etróleo, gas, y agua, a y
son desc cargos de mane era separada.

Clasificac ción por la Presión P de Op peración

Los separadore es de petróleo y gas pueden operar o a presió ón es que van d desde
un alto v vacío hasta 40 000 o 5000 psi i. Mucho de los s s separadores de e gas y
petróleo o operan en el rango r de operación de 20 a 15 500 psi. Los separadores
pueden ser referidos com mo de baja, de media, o de al lta presión. Lo os
separadores s de baja presión usualmente e o operan a presió ón es en el rang go de
10 a 20 psi p hasta 180 a 225 psi. Los se eparadores de p presión media usualmente
op peran a presión n e es desde 230 a 250 psi hasta 600 a 700 psi i. Los separado
ores de alta pre esión generalm mente operan en n un amplio ra ango de presión n q
que va desde 750 a 1500 psi.

Clasificac ción por Apli icación

S Separador de e Prueba U Un separador de d prueba es utilizado para se eparar y


medir r los fluidos de un pozo. El se eparador de pru ueba puede ser r referido
como o u un probador o verificador de e pozo. Los sep paradores de prueba p pueden
n ser verticales s, horizontales o esféricos. El llos pueden ser r b bifásicos o
trifá ásicos. Ellos pu ueden estar per rmanentement te instalados o portátiles. Los
L separadore es de prueba pueden p ser equ uipados con v varios tipos de e
medidores pa ara medir el pe etróleo, gas, y/ /o agua para p pruebas de po
otencial, prueb bas de producc ción periódicas s, prueba de p pozos margina ales,
etc. S Separador de e Producción n U Un separador de producció ón es utilizad do
para separa ar el fluido p producido desde pozo, un grupo de pozos s, o una localiz
zación sobre u una base diaria a o continua. Los separadores s de producción n
pueden ser v verticales, hor rizontales o esféricos. e Ellos s pueden ser bifásicos
o t trifásicos. El rango r en tama año va desde 12 pulg. hasta a 15 pies en d
diámetro, con muchas unidades que van de esde 30 pulg. hasta h 10 pies e en
diámetro. El E rango de lon ngitud desde 6 a 70 pies, con n muchos de 10 a 40 pies
de e largo. S Separador de e Baja Tempe eratura. U Un separador de baja temper
ratura es uno especial e en el cual c el fluido d del pozo a alta a presión es int
troducido en el e recipiente a través t de un e estrangulador o válvula redu uctora
de pres sión de tal ma anera que la t temperatura de el separador es s reducida
apre eciablemente por debajo de l la temperatura a del fluido de el pozo. La tem
mperatura mas baja en el s separador cau usa la condens sación de vapo ores que de
otra o manera s saldrían del se eparador en estado de vapor. . Los líquidos
recuperados r requieren la estabilización para p prevenir la evaporación excesiva
en l los tanques de almacenamien nto. S Separador de e Medición La función de
separar los flu uidos del pozo en petróleo, gas g y agua, y m medir los líquidos
puede ser r llevado a cab bo en un recip piente. Estos r recipientes com múnmente
son referidos como separadores de medición y están disponibles para oper ración
bifásica y trifásica. Est tas unidades e están disponib bles en modelos s
especiales que e los hacen ade ecuados para l la medición pr recisa de crudo os
espumosos y pesados. La medición m del l líquido es norm malmente lleva ada a cabo
por acumulación, aislamiento, y descarga de volúmenes da ados en un com
mpartimiento de d medición Facilid dades de superficie en la industr ria
petrolera Página 11 de 37 7
ubicado en la parte mas baja del recipiente. Separador Elevado Los separadores
pueden ser instalados sobre plataformas en o cerca de patio de tanque o sobre
plataformas costa-fuera de tal forma que el liquido pueda fluir desde el separador
hacia almacenamiento o recipientes aguas abajo por gravedad. Esto permite operar el
separador a la más baja presión posible para capturar la máxima cantidad de líquido
para minimizar la pérdida de gas y vapor hacia la atmósfera o hacia el sistema de
gas a baja presión. Separadores por Etapas Cuando el fluido producido es pasado a
través de más de un separador con los separadores en serie, los separadores son
referidos como separadores por etapa.

Clasificación por el principio utilizado para la separación primaria

Los separadores pueden ser clasificados de acuerdo al método utilizado para llevar
a cabo la separación primaria en el separador.

Diferencia de densidad (separación por gravedad)

Esta clasificación incluye todas las unidades que no poseen elementos de entrada,
deflector, placas de choques, o empaque en la entrada del recipiente. La separación
primaria se obtiene solamente por la diferencia de densidad del petróleo, gas, o
vapor. Estas unidades son pocas en número y muchos separadores tienen un extractor
de neblina cerca de la salida de gas para remover las gotas de petróleo en el gas.

Choque y/o Coalescencia

Este tipo de separador incluye todas las unidades que utilizan una placa o
dispositivo de empaque en la entrada del separador para llevar a cabo la separación
inicial del petróleo y del gas. Un número infinito de diseños puede ser utilizado
en la entrada del separador, pero uno de los arreglos más simples y efectivos es
ilustrado en figura 1.11.

Fuerza Centrifuga

La fuerza centrifuga puede ser utilizada tanto para la separación primaria como
para la secundaria de petróleo y gas en el separador. La fuerza centrifuga puede
ser obtenida tanto con una entrada tangencial dimensionada apropiadamente o un
elemento espiral interno dimensionado de manera apropiada con el fondo y el tope
del abierto o parcialmente abierto. Estos elementos centrífugos causan flujo
ciclónico del fluido entrante a velocidades tan altas para separar el fluido en una
capa externa o cilindro de líquido y en un cono interno o cilindro de gas o vapor.
La velocidad requerida para la separación centrifuga varia desde cerca de 40 hasta
aproximadamente 300 pies/s. La velocidad mas común de operación esta entre 80 y 120
pies/s.

Selección y Aplicación de Separadores y Depuradores

Los separadores de petróleo y gas son fabricados en tres configuraciones básicas:


vertical, horizontal y esférico. Depuradores de gas son fabricados en dos formas
básicas: vertical y horizontal. Cada una de estas unidades tiene ventajas y usos
específicos. La selección de una unidad particular para ser utilizada en cada
aplicación se basa usualmente en cual obtendrá los resultados deseados a los costos
mas bajos de equipo, instalación y mantenimiento la tabla 12.5 muestra una
comparación de las ventajas y desventajas de los separadores verticales,
horizontales y esféricos.

Separadores Verticales

Las aplicaciones para los separadores verticales de gas y petróleo incluyen lo


siguiente:

     

Fluidos del pozo que tienen una alta relación gas-líquido. Fluidos del pozo que
contienen cantidades apreciables de arena, lodo, y sólidos similares finamente
divididos. Instalaciones con limitaciones de espacio horizontal pero con pocas o
ninguna limitación de altura, tales como plataformas de producción costa-fuera.
Fluidos del pozo donde el volumen puede variar ampliamente e instantáneamente,
tales como pozos de levantamiento por gas intermitente (intermitent gas lift).
Aguas debajo de otro equipo de producción que permite o causa condensación de
líquido o coalescencia. Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no
funciona apropiadamente con líquido entrampado en el gas. Facilidades de superficie
en la industria
petrolera Página 12 de 37
 
Donde la economía favorece al separador vertical. Separadores Horizontales

Las aplicaciones para los separadores horizontales de gas y petróleo incluyen lo


siguiente:

          

Separación liquido/liquido en instalaciones con separador trifásico para obtener


una separación agua-petróleo más eficiente. Separación del crudo espumante donde la
mayor área de contacto gas-líquido del recipiente horizontal permitirá y/o causará
un rompimiento más rápido de la espuma y una separación gas-líquido más eficiente.
instalaciones donde limitaciones de altura indican el uso de un recipiente
horizontal debido a su forma. Fluido de pozo con una alta relación gas-petróleo
(RGP). Pozos con tasa de flujo relativamente constante y con poco o ningún cabeceo
o surgencia de líquido. Donde unidades portátiles son requeridas tanto para uso de
prueba como producción. Donde unidades múltiples pueden ser apiladas para conservar
espacio de planta. Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona
apropiadamente con líquido entrampado en el gas. Aguas debajo de otro equipo de
producción que permite o causa condensación de líquido o coalescencia. Donde la
economía favorece al separador horizontal. Separadores Esféricos

La siguiente es una lista de las aplicaciones para los separadores esféricos de


petróleo y gas.

     

Fluidos del pozo con altas relaciones gas-petróleo, tasas de flujo constante, si
cabezos ni baches. Instalaciones donde existe limitaciones de altura y espacio
horizontal. Aguas debajo de unidades de procesos, tales como deshidratadores de
glicol y endulzadores de gas, para depurar y recuperar los fluidos de procesos
tales como la amina y el glicol. Instalaciones donde la economía favorece los
separadores esféricos. Instalaciones que requieren un separador pequeño donde un
hombre pueda transportar un separador esférico a la localización e instalarlo.
Depurador para combustible y gas de proceso para uso de planta y o campo.

Depuradores de Gas Muchos depuradores de gas vertical y horizontal donde el gas ha


sido previamente separado, limpiado, transportado y/o procesado con otro equipo. De
manera tal que, mas de las impurezas tales como líquidos entrantes, barro, costras
de metal oxidado, y polvo han sido removidos del gas por otro equipo, y el
depurador de gas esta siendo utilizado para "pulir" el gas. Los depuradores de gas
son generalmente son utilizados para asegurar que el gas no contenga materiales que
puedan ir en detrimento para los equipos, de manera tal que el depurador es
instalado para proteger los compresores, deshidratadores, endulzadores, medidores y
reguladores. Alguno de los usos para depuradores de gas son: limpiar gas (1) para
combustible para calentadores, hervidores, generadores de vapor, motores; (2) para
gas de control para plantas de procesamiento y equipos; (3) aguas arriba del
compresor; (4) Aguas arriba de deshidratadores y endulzadores; (5) Aguas abajo de
deshidratadores y endulzadores para conservar los fluidos del proceso; (6) Aguas
arriba del sistema de distribución de gas; (7) Aguas arriba de y en líneas de
transmisión de gas para remover líquidos entrantes, costras de metal oxidado, y
polvo; (8) Aguas arriba y/o Aguas debajo de estaciones de regulación de presión; y
(9) Aguas abajo de la línea de transmisión de gas de plantas de compresión para
remover el lubricante de la línea.

Controles, Válvulas, Accesorios y Características de Seguridad para Separadores de


Petróleo y Gas.

Controles Los controles requeridos para los separadores de petróleo y gas son
controladores de nivel de liquido para el petróleo y la interfase agua-petróleo
(operación trifásica) y válvula de control de contrapresión de gas con controlador
de presión.

Facilidades de superficie en la industria


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Válvulas Las válvulas requeridas para los separadores de petróleo y gas son: la
válvula de control de descarga de petróleo, válvula de control de descarga de agua
(operación trifásica), válvulas de drenaje, válvula de bloqueo, válvula de alivio
de presión, y válvulas para inspección externa de nivel (por visores). Accesorios
Los accesorios requeridos para los separadores de petróleo y gas son los
manómetros, termómetros, reguladores de reducción de la presión (para gas de
control), visores de nivel, cabezal de seguridad con disco de ruptura, tubería.

Características de Seguridad para los Separadores de Petróleo y Gas

Los separadores de petróleo y gas deben ser instalados a una distancia segura de
otros equipos de la locación. Donde ellos están instalados sobre plataformas costa-
fuera o próximos a otros equipos, deben ser tomadas precauciones para prevenir
perjuicios al personal y daños a los equipos adyacentes en caso de que el separador
o sus controles o accesorios fallen. Los siguientes elementos de seguridad son
recomendados para muchos de los separadores de petróleo y gas.

Controles de nivel de liquido alto y bajo

Los controles de nivel de liquido alto y bajo normalmente son pilotos operados por
un flotador que acciona una válvula en la entrada del separador, abriendo un hipas
cerca del separador, haciendo sonar una alarma, o realizando alguna otra función
pertinente para prevenir el daño que pueda resultar de altos o bajos niveles de
líquidos en el separador

Controles de Presión Alta y Baja

Los Controles de presión alta y baja son instalados en los separadores para
prevenir que presiones excesivamente altas o bajas interfieran con las operaciones
normales. Estos controles pueden ser neumáticos, mecánicos y eléctricos y pueden
sonar una alarma, accionar una válvula de cierre, abrir un hipas, o realizar otras
funciones pertinentes para proteger el personal, el separador, y equipos
adyacentes.

Controles de Temperatura Alta y Baja

Los controles de temperaturas deben ser instalados en los separadores para cerrar
la unidad, para abrir o cerrar un hipas hacia un calentador, o sonar una alarma
cuando la temperatura en el calentador llega a ser muy baja o muy alta. Tales
controles de temperaturas no son utilizados normalmente en los separadores, pero
pueden ser apropiados en casos especiales.

Válvulas de Alivio

Estas válvulas son normalmente instaladas a la presión de diseño del recipiente.


Las válvulas de alivio sirven principalmente como una advertencia, y en algunos
casos son muy pequeñas para manejar la capacidad de fluido total del separador.
Válvulas de alivio de capacidad total pueden ser utilizadas y son particularmente
recomendadas cuando no es usado un disco de ruptura en el separador.

Disco de Ruptura

Un disco de ruptura es un dispositivo que contiene una membrana de metal delgada


que es diseñada para romperse cuando la presión en el separador excede un valor
predeterminado. Este es usualmente de 1.25 a 1.5 veces la presión de diseño del
separador. El disco de ruptura es normalmente seleccionado de forma tal que no se
rompa hasta que la válvula de alivio no se haya abierto y sea incapaz de prevenir
la presión excesiva en el separador.

Consideraciones de Operación y Mantenimiento para Separadores de Petróleo y Gas

Inspección Periódica En refinerías y plantas de proceso, es práctica normal


inspeccionar todos los recipientes y tuberías presurizados por corrosión y erosión.
En los campos de petróleo, generalmente no se sigue esta práctica, y el equipo es
reemplazado después de la falla. Esta política puede crear condiciones peligrosas
para el personal de operación y equipos adyacentes. Se recomienda que la inspección
periódica sea establecida y seguida para proteger en contra de fallas indebidas.
Instalación de Dispositivos de Seguridad Facilidades de superficie en la industria
petrolera Página 14 de 37
Todos los dispositivos de seguridad deben ser instalados tan cerca del recipiente
como sea posible y de manera tal que la fuerza de reacción de descarga de fluidos
no los destruya, desajuste, o disloque. La descarga de los dispositivos de
seguridad no debe poner en peligro al personal u otros equipos. Cabezales de
Seguridad (Discos de Ruptura) La descarga de un cabezal de seguridad debe estar
abierta sin restricción. La línea de descarga de un dispositivo de seguridad debe
estar paralela a un separador vertical y perpendicular al horizontal, de otra
manera el separador puede ser expulsado por la fuerza de reacción de la descarga de
fluidos. No debe utilizarse una válvula entre el cabezal de seguridad y el
separador debido a que esta puede ser cerrada inadvertidamente. No se debe permitir
que se acumule agua cerca del disco de ruptura debido a que puede formar hielo y
alterar las características de ruptura del disco. La operación de separadores de
petróleo y gas fuera de los limites de diseño e instalar discos de ruptura, no se
recomienda. Las válvulas de alivio de presión pueden corroerse y filtrar o puede
"congelarse" en la posición cerrada. Estas deben ser revisadas periódicamente y
reemplazada sino trabaja en buenas condiciones. Las líneas de descarga,
especialmente las válvulas de alivio de condición completa, deben estar de forma
tal que la fuerza de reacción de descarga no mueva el separador. Extractores de
Neblina Algunos extractores de neblina en separadores de gas y petróleo requieren
un drenaje o conducto descendente de líquido desde el extractor de neblina hasta la
sección de líquido del separador. Este drenaje será una fuente de problema cuando
la caída de presión a través del extractor de neblina llegue a ser excesiva. Si la
caída de presión del extractor de neblina, medida en pulgadas de petróleo, excede
la distancia desde el nivel de liquido en el separador hasta el extractor de
neblina, el petróleo fluirá desde el fondo hacia arriba a través del drenaje del
extractor de neblina y saldrá con el gas. Esta condición puede complicarse por un
taponamiento parcial del extractor de neblina con parafina u otro material extraño.
Esto explica porque algunos separadores tienen capacidades definidas que no pueden
ser excedidas sin un conductor de líquido en la salida de gas, y esto también
explica porque las capacidades de algunos separadores pueden ser disminuidas con el
uso. En años recientes, los separadores de diseños avanzado han utilizado
extractores de neblina que no requieren drenajes o conductos de líquidos, estos
diseños eliminan esta fuente de problemas (ver figura 1.11). Bajas Temperaturas Los
separadores deben ser operados por encima de la temperatura de formación de
hidratos. De otra manera los hidratos pueden formarse dentro del recipiente y
taponarlo parcial o completamente, reduciendo la capacidad del separador y, en
algunos casos cuando la salida de liquido o gas son taponadas, causando que la
válvula de seguridad se abra o el disco de ruptura se rompa. Serpentines de vapor
pueden ser instalados en la sección de líquido del separador para fundir los
hidratos que puedan formarse allí. Esto es especialmente apropiado en separadores
de baja presión. Fluidos Corrosivos Un separador que maneje fluidos corrosivos debe
ser revisado periódicamente para determinar cuando se requerirá un trabajo de
reparación. Casos extremos de corrosión pueden requerir una reducción de la presión
de trabajo del recipiente. Se recomienda realizar prueba hidrostática
periódicamente, especialmente si los fluidos que están siendo manejados son
corrosivos. Ánodos pueden ser utilizados en los separadores para proteger contra la
corrosión electrolítica. Algunos operadores determinan el espesor de la pared y del
cabezal con indicadores de espesor ultrasónicos y calculan la máxima presión de
trabajo permisible del espesor de metal restante. Esto debería hacerse anualmente
costa afuera y cada 2 a 4 años en tierra firme. Parafina Un separador que maneje
petróleo de base parafínica necesitara ser limpiado con vapor periódicamente para
prevenir el taponamiento y como resultado la reducción de la capacidad. Esta
reducción en capacidad frecuentemente resulta en el transporte de líquido en el gas
o descarga de gas excesivo con el líquido. Operación de Alta Capacidad Cuando los
separadores están operando cerca o a su máxima capacidad, deberían ser revisados
cuidadosamente y periódicamente para terminar cuando esta siendo llevado a cabo una
separación aceptable. Cargas de Choque de Presión Los pozos deberían ser conectados
o desconectados lentamente. La apertura y el cierre rápido de las válvulas causan
cargas de choque perjudiciales sobre el recipiente, sus componentes, y la tubería.
Facilidades de superficie en la industria
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Descarga Ahogada de Líquido La descarga ahogada de pequeños volúmenes de líquido
desde los separadores normalmente debe ser evitada. El ahogamiento puede causar
erosión o amplio desgaste de la válvula y asientos internos de la válvula de
descarga de líquido y pueden erosionar el cuerpo de la válvula de descarga hasta un
punto que puede estallar a o debajo de la presión de trabajo. Sin embargo, el
ahogamiento de la descarga puede necesario debido a que unidades de proceso, tales
como separadores de menor presión o unidades de estabilización, aguas abajo del
separador pueden requerir flujo relativamente estable. Válvulas de control en la
descarga de líquido deberían ser dimensionadas para el volumen de líquido que el
separador debe manejar. Tales válvulas normalmente deberían ser más pequeñas que
las líneas en las cuales están instaladas. Válvulas internas reducidas pueden ser
utilizadas para diseñar la válvula apropiadamente para minimizar el desgaste
durante el servicio de ahogamiento. Manómetros Los manómetros y otros dispositivos
mecánicos deberían ser calibrados periódicamente. Válvulas de aislamiento deberían
ser utilizadas de tal manera que los manómetros puedan ser fácilmente removidos
para pruebas, limpieza, reparación, reemplazo. Grifos y Visores de Medición Los
grifos y visores de medición deberían mantenerse limpios de tal manera que el nivel
de líquido observado en el visor indique siempre el verdadero nivel de líquido en
el separador. Se recomienda la limpieza periódica con solvente. Limpieza de
Recipientes Se recomienda que todos los recipientes separadores estén equipados con
accesos, boca de visita, y/o conexiones de desagüe de tal forma que los recipientes
sean limpiados periódicamente. Calentadores. [9,10] Se define como un equipo donde
se genera calor que se obtiene de la combustión de combustibles, generalmente
líquidos o gaseosos, con el oxígeno del aire; usualmente se suministra aire en
exceso. En ellos los gases que resultan de la combustión ocupan la mayor parte del
volumen de calentamiento. Este contiene varias cámaras formadas por una serie de
tuberías con serpentines y por cuyo interior circula el fluido que se desea
calentar con el calor que genera la combustión. Por el interior de la caja circula
el fuego generado por los quemadores, el cual es transmitido al crudo que la rodea.
Durante este proceso el crudo alcanza una temperatura de 190 F aproximadamente.
Este proceso se realiza en dos o tres etapas. Luego el crudo con el agua caliente
es desplazado hasta el tanque de lavado. Aquí también el gas que se suministra por
la parte superior del calentador impulsa a la mezcla hasta el tanque de lavado.
Este proceso se hace con la finalidad de facilitar la extracción del agua contenida
en el petróleo. Las funciones del calentador son:

  

Calentar la emulsión hasta el punto requerido para conseguir la fácil separación de


petróleo y el agua. Eliminar la mayor parte del gas de la emulsión. Separar
cantidades apreciables de agua libre, si se encuentran

Los instrumentos que controlan el proceso de calentamiento del petróleo se resumen


en la siguiente tabla:
INSTRUMENTO FUNCIÓN

Válvula Térmica

Regula el flujo de gas que llega hasta los quemadores, con la finalidad de mantener
la temperatura del petróleo entre los rangos requeridos

Manómetro

Mide la presión del interior del calentador.

Termómetro

Mide la temperatura del petróleo contenido en el calentador.


Regulador de presión

Regula el flujo del gas combustible necesario para el funcionamiento del


calentador.

Facilidades de superficie en la industria


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 

Tanque es
Tanques de d Lavado.[1] ]

S Son aquellos equipos mecáni icos (recipiente es), sometidos a una presión cercana
a la at tmosférica que reciben un flu uido multifásico o y son utilizado os en la
industria petrolera pa ara completar el e proceso de de eshidratación d de crudo
dinám micamente, es d decir, en forma a c continua; para a la separación del agua
del cru udo. P Por lo general, antes de entr rar a un tanqu ue de lavado, la as
emulsiones son sometidas s a un proceso o de separación n gaslíquido en n s
separadores co onvencionales. Durante este proceso p se liber ra la mayor par rte
del gas en so olución. Esto p permite que la c cantidad de gas s q que se libera en
n un tanque de e lavado sea relativamente peq queña. E El agua conten nida en el
crudo o se puede sepa arar en el tanqu ue de lavado m mediante graved dad. Sin
embar rgo, cuando el agua y el crudo o f forman emulsi iones, es necesario comenzar
r su tratamiento antes de que e ingresen al ta anque de lavad do. Esto se hace e
generalmente e m mediante el uso de calor y/o química q demul lsificante. U Uno de
los par rámetros más importantes i en n el análisis de e un tanque de lavado, es el
t tiempo de reten nción. Este se define como el t tiempo que deb be pasar la emu
ulsión en el tan nque, para que el petróleo y el l agua se separ ren adecuadam
mente. Usualme ente se requiere e q que el petróleo o a su salida de el tanque de
lav vado posea un promedio p de ag gua igual o infe erior a 1 %. Los s tiempos de
re etención varían n e entre 4 y 36 ho oras. E En pruebas pil lotos se ha dem
mostrado que la emulsión se e canaliza en e el tanque si ex xiste una ruta d
directa entre s su entrada y su u s salida. Cuando o esto ocurre, la emulsión no n
pasa por cie ertas regiones del tanque de enominadas zo onas muertas. En tanques de
e d diámetros apreciables, aún con problemas s de canalizaci ión, es posible e
obtener los t tiempos de ret tención requer ridos para una a d deshidratación n
adecuada. No o obstante, pa ara tanques de e diámetros me enores es nece esario
construi ir, en el interi ior del tanque, s sistemas deflectores para solucionar el
pro oblema de la canalización. c D De esta forma se obtienen la as mejoras en los
tiempos de e r retención de as sentamiento pa ara que el grado o de deshidrata
ación sea el req querido. (Fig. 1 1.12).

Funciona amiento de un n Tanque de Lavado

La mezcla de petróleo p y agua a entra por la parte p superior, luego se hace


circular por m medio de canale es conformado os por bafles, lo o q que permite qu
ue el agua contenida en el pet tróleo (este fen nómeno es cono ocido como coa
alescencia) y po or diferencia de e densidades el Facilid dades de superficie en la
industr ria petrolera
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a agua se deposi ita en la parte baja del tanqu ue permitiendo o que el petról leo
alcance el nivel más alto o y rebose hast ta el tanque de e a almacenamien nto de
crudo D De esta manera, el petróleo o que sale del tanque de lav vado generalm
mente cumple con las especificaciones exi igidas para ser r t transportado por p
oleoductos. Sin embargo, , este petróleo pasa primeram mente a los tan nques de
almac cenamiento an ntes de entrar a l los oleoductos. De esta form ma se logra mej
jorar aún más el proceso de e deshidratació ón, ya que part te de la fracció ón de
agua que e t todavía perman nece en el crud do, se asienta en n el fondo del tanque
t de alma acenamiento.

Partes de e un Tanque de d Lavado

C Con generalid dad, un tan nque de lava ado está c constituido de e las partes sig
guientes: el cu uerpo del t tanque, los sistemas defl lectores, la línea l de a
alimentación, el tubo cond ductor o separ rador, el s sistema de de escarga de pe
etróleo, el sis stema de d descarga de agua y los sistemas de control, m medición,
ven ntilación, remo oción de sedim mentos y p purga. E El cuerpo del tanque E Es la
parte prin ncipal de un ta anque de lavad do, ya que e en su inter rior se real
liza el proc ceso de d deshidratación n. Los fluidos s se agrupan en tres z zonas:
(ver fig. 1.13) La superior formada por pet tróleo deshidra atado. La m media
constitu uida por emulsiones. La infe erior que c contiene agua de d lavado. E Es
importante e destacar que estas capas no poseen l linderos defini idos, sino que
sus límites se mezclan e entre sí. En algunos caso os es deseable aislar t
térmicamente el tanque y la chimenea exte erior. Por l lo tanto, es rec comendable
eva aluar esta opció ón.

L Los sistemas s deflectores E En muchos casos se hace ne ecesario increm mentar el


tiemp po de residenci cia de la emuls sión de un tanq que de lavado. Esto se puede
e l lograr aumentando el diáme etro del tanque e. Sin embargo o, consideracion nes
económica as pueden desc cartar esta alte ernativa. Por lo o t tanto, otra alte
ernativa consiste en colocar dentro d de¡ tanq que sistemas de eflectores. Esto os
hacen posible que el fluido o, en el interior r d de¡ tanque, en ntre en contacto o
con un núme ero mayor de zonas z y que se e mejore la sep paración crudo oagua, aún
sin incrementar el t tiempo de resid dencia. Los sistemas deflectores d usu
ualmente están constituidos por: p placas, tab biques y cilind dros internos. A
Algunas veces, estos sistemas s p poseen una se erie de agujero os o perforacio
ones. La distri ibución de los deflectores en n los tanques se realiza usa ando
diferentes s p patrones de dis stribución. Las principales s funciones de los l
deflectores son las siguien ntes: E Evitar la canali ización de la em mulsión y,
por lo l tanto, mejor rar la separació ón crudoagua. M Minimizar los problemas p de
turbulencia. t O Orientar el sen ndero óptimo que deben segui ir los fluidos de
entro de¡ tanqu ue. Reducir el grad do de inestabili idad térmica, debido d a
diferen ncias de tempe eratura dentro d de[ tanque. E Existen limitac ciones
técnicoe económicas que e impiden que los sistemas d deflectores usad dos se
alcancen n eficiencias de e asentamiento o d del orden del 100%. 1 Sin emb bargo,
un patró ón de deflectore es adecuado ay yuda a reducir apreciablemen nte los
costos d de inversión en n Facilid dades de superficie en la industr ria
petrolera Página 18 de 37 7
t tanque de lava ado, y hace po osible la obten nción de grado os de deshidrat
tación adecuad dos. Esto justi ifica la necesid dad de realizar r p pruebas pilotos
s para las evalu uaciones de tan nques de lavado o. L La línea de alimentación a E
Es la tubería que q transporta a la emulsión de d agua y petr róleo al tubo c
conductor. El r recorrido de es sta línea puede e presentar las s o opciones siguie
entes: D Del separador gaslíquido, la emulsión e pasa a uno o varios calentadores,
y de allí se enví ía al tanque de e lavado. Esta o opción se puede e a aplicar a
crudo os pesados y ext trapesados. D Del separador r gaslíquido, la a línea que
contiene la emu ulsión se une c con otra que t transporta agu ua caliente. Lu uego
la mezcla a e emulsiónagua caliente se env vía al tanque de e lavado. Esta opción o
se puede e aplicar a crud dos pesados y m medianos. D Del separador r gaslíquido,
la emulsión va v directamen nte al tanque de lavado, lo o cual genera almente se ap
plica a crudos s m medianoslivian nos. E El tubo cond ductor o separ rado E Es un
tubo de gran diámetro o, que se extien nde desde el to ope del tanque hasta una
regi ión cercana al fondo. Esta tu ubería se puede e c colocar dentro o fuera del
tan nque. C Cuando se colo oca en el interior del tanque de d lavado, se ap
provecha el cal lor cedido por el tubo conduc ctor. Sin embar rgo, en algunas s o
ocasiones debi ido a fallas mec cánicas o probl lemas de corro osión, se puede en
presentar fu ugas del tubo co onductor al tan nque de lavado. E Este problema a se
evita insta alando el tubo conductor en la parte exter rior del tanque e de lavado.
E Es de señalar q que esto puede e o ocasionar pérd didas de calor del d tubo
conduc ctor al medio ambiente. a No o obstante, estas pérdidas se pu ueden reducir
m mediante el uso o d de aislantes tér rmicos. G Generalmente, , la parte supe
erior del tubo conductor c está á provista de u una botella o e ensanchamient to.
Esto tiene c como finalidad d l lograr la libera ación del gas en n solución rem
manente. En alg gunos casos, la botella no pos see partes inter rnas. Sin emba
argo, cuando se e q quiere mejorar r esta separaci ión gaslíquido, deben instala
arse dentro de e la botella dis spositivos, tale es como: separ radores de tipo o c
ciclón o ángulo os de impacto. En la mayor ría de los diseñ ños, la parte inf
ferior de¡ tubo conductor está á provista de e un distribuid dor de emulsio ones.
Esto tien ne los objetivos s siguientes: obtener en el fondo de¡ t tanque una di
istribución de la emulsión lo o más uniform me posible. Mejorar el c contacto entre
la emulsión y e el agua de lavad do. La caída de e presión en la a botella es de 30
y 60 lpca hasta alcanzar r presión atm mosférica. Esto o permite libe erar la mayor
parte de¡ gas s remanente e en la emulsión n que entra al ta anque de lavad do. Es
importa ante destacar q que el tubo co onductor tamb bién sirve para a amortiguar
las variacione es que suelen p presentarse cua ando el flujo de e alimentació ón no
es consta ante. El distribui idor debe situ uarse lo más c cercano posible al fondo
del tanque, en l la zona que con ntiene el agua de lavado. Sin embargo, debe e
colocarse a una altura tal l que sus funci iones no sean obstaculizadas s por
depósit itos de: arena a, arcilla y ot tras substancias que suelen n acumularse e
en el fondo de el tanque. (ver f fig.1.14)

F Fig. 1.14. Esq quema de un Tanque de Lavado. S Sistema de descarga d de petróleo


E Este sistema está e integrado por un envase e recolector de petróleo limpi io y
una línea de descarga q que lleva dicho o petróleo a los s t tanques de alm
macenamiento. (Ver fig. 1.15. y 1.16.) Facilid dades de superficie en la industr
ria petrolera Página 19 de 37
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E Envase recol lector de petr róleo E Está colocado cerca de la sup perficie libre
de el tanque d de lavado. El l llenado del envase recole ector se r realiza media
ante el rebos samiento de petróleo l limpio hacia su s interior. Es sta operación
permite i incrementar el e tiempo de residencia, ya a que el p petróleo debe subir
hasta la l superficie li ibre o a p pocas pulgadas de ella, antes de ser desca
argado al t tanque de lavado. I Igualmente, co on el fin de di isminuir los ef
fectos de c canalización, el e envase recole ector debe colo ocarse lo m más
alejado posible de la entrada de la a alimentación al a tanque.

Fig. 1 1.15. Esquema a de la tramp pa recolectora de petróleo o

Fig. 1.16 6.Tanque de L Lavado.

Facilid dades de superficie en la industr ria petrolera


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Tanques de Prueba [9]

Son recipientes cilíndricos cuya capacidad puede variar de acuerdo al volumen de


producción de cada estación. La emulsión aguapetróleo es separada mecánicamente al
ser tratada. El proceso consiste en el asentamiento de los fluidos por gravedad
(proceso de decantación), en virtud de sus diferentes densidades. El agua por ser
más pesada que el petróleo, se asienta en el fondo del tanque.

Tanques de Almacenamiento [10,11]

Son depósitos cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los


tanques de lavado y de esta manera albergar el crudo que será bombeado al Patio de
Tanques Principal, cumpliendo con las especificaciones de calidad (% AyS), sin
embargo de no ser así, será devuelto a los calentadores. Los tanques son
recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos eficientemente. El
diseño y la construcción de estos tanques dependen de las características físico-
químicas de los líquidos por almacenar. En la industria del petróleo los tanques
para almacenar hidrocarburos líquidos se clasifican de la siguiente manera: a) Por
su construcción, en empernados, remachados y soldados. b) Por su forma, en
cilíndricos y esféricos. c) Por su función, en techo fijo y en techo flotante Los
tanques esféricos son utilizados para almacenar productos ligeros como gasolina,
propano, etc. Su forma permite soportar presiones mayores de 25 psig. Los demás
tipos de tanques se utilizan para almacenar petróleo crudo, a presiones cercanas a
la atmosférica. Los tanques cilíndricos, soldados y de techo flotante se encuentran
estandarizados en la industria del petróleo.

TANQUES DE TECHO FIJO

El techo de este tipo de tanques está soldado al cuerpo, siendo su altura siempre
constante. La forma del techo es cónica, teniendo instalado válvulas de venteo tipo
PV que actúan a presión y a vacío (2-4 onzas/pulg2 de presión o vacío). Las
pérdidas de crudo por evaporación en estos tipos de tanques son altas debido al
espacio vacío que existe entre el techo y el nivel de líquido, que varía conforme
cambia este nivel.

TANQUES DE TECHO FLOTANTE EXTERNO

Los tanques de techo flotante externo poseen un techo móvil que flota encima del
producto almacenado. El techo flotante consiste de una cubierta, accesorios y un
sistema de sello de aro. La cubierta flotante generalmente son de acero soldado y
de dos tipos: pontón o doble cubierta. Los techos de tanques flotantes permiten
reducir en forma significativa las pérdidas de los volátiles de los líquidos que se
almacenan. Con esto se logra reducir los costos de producción, la contaminación
ambiental y los riesgos de incendios. El secreto de estos tipos de techo, radica en
la eliminación del espacio de vapor sobre el líquido que presentan los tanques de
techo fijo. La construcción de estos tipos de tanques se inició poco después de la
Primera Guerra Mundial, por el año 1923. Actualmente, se ha estandarizado el uso de
estos tanques.


TECHO FLOTANTE TIPO PONTÓN

Estos tanques tienen un pontón anular alrededor del borde y una plataforma de
espesor simple en el centro. La superficie superior del pontón tiene inclinación
hacia el centro, para facilitar el drenaje del agua de lluvia, mientras que la
superficie inferior tiene un ascenso hacia el centro, para permitir la acumulación
de los vapores. El tamaño del pontón, depende de las dimensiones del tanque y de
los requerimientos de flotación que se tiene.

Facilidades de superficie en la industria


petrolera Página 21 de 37
Además de la flotabilidad, los pontones hacen un aislamiento que evita la acción
directa de los rayos solares sobre la superficie del líquido en el espacio anular.
La plataforma de espesor simple, deja un espacio libre con la superficie del
líquido para acumular los vapores que se forman. Estos vapores forman un colchón
aislante que se licúan cuando la temperatura decrece. Los vapores condensados
entran a la fase líquida. Estos tipos de tanques son apropiados para almacenar
hidrocarburos con presión de vapor hasta de 12 lppca durante temporadas de verano;
durante el invierno, pueden manejar hidrocarburos con presión de vapor aún más
altos. Así mismo, estos tanques tienen facilidades para manejar lluvias hasta de
254 mm en 24 horas. Los pontones están seccionados de tal modo que el techo no se
hundiría si se produjera una rotura en la plataforma central o en otro de los
pontones. Estos techos permiten una excelente protección contra incendios, así como
contra la corrosión.

TECHO FLOTANTE DE DOBLE PLATAFORMA

Estos tipos de tanques tienen dos plataformas completas que flotan sobre la
superficie del líquido. Aunque estos diseños de tanques fueron los primeros en
construirse, recién en a mediados de 1940 se empezaron a construir en tanques de
alta capacidad. La plataforma superior presenta una inclinación hacia el centro del
tanque con el fin de permitir el drenaje de las aguas de lluvias hacia el sistema
primario y al de emergencia que dispone el tanque. Este tipo de techo, es el más
eficiente de los diferentes tipos de techo flotante que existen en el mercado,
debido esencialmente a que entre ambas plataformas existe un espacio lleno de aire
que produce un aislamiento efectivo entre la superficie total del líquido y el
techo, lo que permite almacenar líquidos de alta volatilidad. La plataforma
superior, que obviamente se encuentra sobre la superficie del líquido, impide que
el contenido del tanque llegue al techo del mismo bajo ninguna circunstancia. El
sistema de drenaje de aguas de lluvias que poseen estos tanques, permiten manejar
hasta 254 mm de lluvias en 24 horas. SELLOS El espacio periférico que existe entre
el anillo del techo flotante y la pared del tanque, debe estar herméticamente
cerrado por un sello. Si no fuera así, las ventajas que ofrecen los techos
flotantes se verían seriamente afectadas, haciéndolo vulnerable a pérdidas por
evaporación innecesarias y a riesgos de incendios. La estructura de las paredes de
los tanques durante su operación de almacenamiento y bombeo de crudo, sufre
normalmente variaciones que en algunos casos llegan a aumentar o disminuir el
diámetro, en la parte superior, entre 8 y 10 pulgadas. Esta situación obliga a que
los sellos sean diseñados considerando estos cambios de dimensiones, que dependerá
esencialmente del tamaño del tanque. Los sellos tipo Anillos Metálicos, son los de
mayor uso a nivel mundial en los tanques de techo flotante. Estos sellos están
formados por un anillo de acero galvanizado, cuya parte inferior permanece
sumergido por debajo del nivel de líquido. Una continua cubierta de goma sintética
a prueba de intemperie, se utiliza para cerrar el espacio entre el anillo de la
sección sellante y el anillo del techo flotante. El borde inferior de esta goma
está empernado al borde del techo flotante. El borde superior de la goma está
fijado al tope del anillo metálico del sello. Fig. 2-A. El anillo sellante está
soportado y sujeto firmemente, pero en forma suave, contra la pared del tanque, por
un soporte colgante que mantiene una presión radial uniforme. Esta ligera presión
minimiza la acción abrasiva del anillo sellante contra la pared del tanque. El
soporte colgante (pantagraph hanger) mantiene centrado el techo en el tanque. Si
por alguna causa el techo trata de salirse del centro, la presión del soporte
colgante se incrementa en el lado donde se recuesta el techo, corrigiendo en forma
automática la desviación. El soporte colgante es capaz de corregir desviaciones en
más o menos cinco pulgadas de las dimensiones nominales. Entre los ellos tipo
anillo metálico, se conocen los modelos SR-1, SR-3, SR-5 y el SR-7.

TANQUES DE TECHO FLOTANTE INTERNO

Estos tipos de tanques presentan la particularidad, normalmente de disponer un


techo fijo y otro interno flotante. Facilidades de superficie en la industria
petrolera Página 22 de 37
Generalmente se instala en tanques cuyo techo fijo se encuentra deteriorado o en
los casos de requerirse por la necesidad de almacenar productos más volátiles. Las
pérdidas por evaporación en estos tanques son aún menores que las que se producen
en los tanques de techo flotante externo.

Medida Del Contenido De Los Tanques

A continuación, se describen los métodos que habrán de utilizarse para medir el


contenido de los tanques, siendo utilizadas para llenar la forma: CERTIFICADO DE
MEDIDAS DE TANQUES, o la forma: SHIP"S ULLAGE REPORT. Estos métodos se basan en la
designación ASTM: D-1085; API Standard 2545.

Método de medición directa:

El método consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada (Fig. 3), al
interior del tanque hasta que la punta de la plomada apenas toque el fondo del
tanque, o la placa de nivel cero fijada en el fondo. El nivel de petróleo se
determina por la cantidad de cinta mojada, cuya lectura se llama la medida directa
(Fig.4) El uso de este método, se limita al aforo de tanques de techo flotante, a
la medición de pequeñas cantidades de agua o residuos en cualquier tanque o
comportamiento de buque-tanques y ala obtención de aforos aproximados no oficiales
en cualquier clase de tanques. El sistema de medición directa es susceptible de
tres fuentes de error que deben evitarse:

   

1) La cinta puede bajarse demasiado, lo cual permite que la plomada se incline


dando por resultado una lectura en exceso. 2) La presencia de sedimentos muy
pesados puede hacer difícil o imposible alcanzar el fondo del tanque. Si ocurre
esto, la lectura de cinta resultará baja. 3) Si la plomada atina a descansar en una
cabeza de remache, o en una irregularidad de una lámina del fondo, o en cualquier
cuerpo extraño, la lectura de cinta resultará baja. Método de medición indirecta

El método consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada al interior del
tanque, hasta que una parte de la cinta quede en el seno del líquido, deteniéndose
se observa la lectura de cinta al nivel del punto de referencia. Restando la
lectura de la cinta en el punto de referencia, de la profundidad de referencia y
agregando al residuo la cantidad de cinta mojada, se obtiene el nivel de líquido en
el tanque (Fig.4). Este método se usa en todos los tipos de tanques, menos en los
equipados con techos flotante. Con excepción de los errores aritméticos posibles,
el método de medición indirecta es de gran precisión. Punto de referencia: El punto
de referencia consiste en una marca fijada situada en la boca de aforo o en un tubo
de medida de un tanque de techo fijo, en la cual se sostiene la cinta mientras se
practica un aforo (Fig.4). Profundidad de referencia: La profundidad de referencia
es la distancia vertical entre el punto de referencia y las láminas del fondo, o la
placa de nivel cero de un tanque de techo fijo. Esta cifra debe marcarse al troquel
en una placa fija (o con pintura) al techo del tanque, cerca de la boca de aforo
(Fig.4) Indicación de la cinta: la indicación de la cinta, es la cantidad de cinta
mojada (bien sea en la cinta o en la plomada) y está determinada por la marca que
deja el nivel del líquido que se mide (Fig. 4 y 5). Aforo de apertura: El aforo de
apertura es la medida tomada en un tanque antes de un recibo o una entrega de
petróleo o refinado. Aforo de cierre: El aforo de cierre es la medida tomada en un
tanque después de un recibo o una entrega de petróleo o refinado. Aforo directo:
Aforo directo es la altura del líquido en el tanque, medida desde la superficie de
nivel hasta el fondo del tanque, o hasta la placa fija de nivel cero (Fig. 4).
Aforo Indirecto: Aforo indirecto es la distancia vertical desde el punto de
referencia hasta la superficie de líquido en el tanque (Fig. 4). Asiento en los
tanques: El asiento en los tanques (acumulaciones), consiste en un material sólido
o semisólido que se ha precipitado en el fondo de un tanque, y el cual no se puede
extraer en operaciones habituales de bombeo. Estas acumulaciones consisten
ordinariamente de arena, limo, cera y emulsión agua-petróleo. Facilidades de
superficie en la industria
petrolera Página 23 de 37
Agua de fondo: El agua de fondo es el agua que se encuentra con frecuencia en el
fondo de los tanques a un nivel sensible, bien sea por encima o por debajo de las
acumulaciones de fondo. Cuando se mantiene cierta cantidad de agua en el fondo de
un tanque con el propósito de obtener una lectura más precisa del petróleo, o para
evitar que éste se escape por roturas de las láminas del piso, se le llama "colchón
de agua" (Fig.5). Un término sinónimo de agua de afondo es "Agua y Sedimentos
Libres". Pasta detectora de agua: Es una pasta que cambia de color al contacto del
agua. Cubriendo la plomada y una parte de la cinta con ella, y practicando un aforo
directo, se obtiene la altura del agua en el fondo del tanque. Pasta detectora de
gasolina: es una pasta que cambia de color al contacto de la gasolina u otro
destilado transparente del petróleo. Cubriendo una parte de la cinta con ella y
bajando esta porción cubierta dentro del producto a medir, se encuentra la medida
exacta. Boca de aforo: apertura a través de la cual se hacen mediciones. Tiene una
tapa con bisagras que deberá ser cerrada excepto durante la operación de aforar.
Tubo de Medidas: es un tubo perforado que se extiende desde el fondo del tanque, al
cual se le solda hasta la boca de aforo dentro de la cual no está pegado. El tubo
tendrá un diámetro de 4" y será hecho de acero salvo las 4" del extremo superior
que será fabricado de bronce o cobre, o de otro material sin chispas. El borde
superior del tubo deberá ser nivel para que todas las partes del borde se
encuentren equidistantes de aquella parte del fondo del tanque a la cual se le
solda el tubo. Así, el borde superior se convierte en el punto de referencia del
tanque. El propósito del tubo es permitir la medida del nivel de líquido en el
tanque sin la interferencia de espuma o de ondas.

 

PROCEDIMIENTO Método de Medición Directa:

Este método debe usarse para el aforo de tanques de techo flotante y para la
medición de los residuos en los tanques de un buque antes de la carga y después de
la descarga. Este método puede también usarse para determinar la altura del agua de
fondo en cualquier tipo de tanque o compartimento de tanque, siempre y cuando los
residuos sean lo suficientemente fluidos para permitir el paso de la plomada hasta
el fondo del tanque o hasta la placa de nivel cero. Baje la cinta y su plomada
dentro del líquido, manteniendo siempre en contacto con el borde de la boca de
aforo la cara lisa de la cinta (sin graduaciones), hasta que la plomada se
encuentre a corta distancia del fondo. Luego baje lentamente la cinta hasta que la
plomada apenas toque el piso. Saque la cinta y lea la cantidad de cinta mojada con
aproximación de 1/8". Asiente esta lectura en la hoja de control, usando la línea
"Nivel de Líquido", bajo "1ª. Medida". Repita la operación y asiente la lectura en
la misma hoja, usando la misma línea "Nivel de Líquido", pero bajo el
encabezamiento "2ª Medida". Si las dos cifras no resultan iguales, repítase la
operación hasta que dos lecturas coincidan exactamente y estás últimas deben ser
los aforos enviados a la oficina de control en la hoja respectiva. Las medidas que
mostraron diferencias se desechan.

Método de medición indirecta:

Este método se usará para el aforo de tanques con techo fijo y para el aforo de
buques después de la carga y antes de la descarga. También debe usarse para obtener
los niveles de los residuos y agua de fondo en los tanques. Baje la cinta y su
plomada lentamente dentro del tanque manteniendo siempre en contacto con el borde
de la boca de aforo o del tubo de medidas, la cara lisa de la cinta (sin
graduaciones), hasta que la plomada penetre el líquido. Sostenga la cinta en reposo
hasta que la plomada cese de oscilar, luego baje la cinta muy lentamente
deslizándola sobre el punto de referencia hasta que una porción se moje. Continúe
bajando la cinta con mucho cuidado hasta que la misma pulgada y fracción de pulgada
que aparece marcada en la profundidad de referencia, aparezca en la cinta en
perfecta coincidencia con el punto de referencia. Asiente esta lectura de la cinta.
Extraiga la cinta y asiente su lectura mojada con aproximación de 1/8". Ambos
asientos se hacen en la hoja de control, usando las líneas previstas bajo "1ª
Medida". Limpie la cinta y efectúe una segunda operación completa de medida. Para
esta operación baje la cinta como antes hasta que una porción de ella se moje, pero
ahora continúe bajando la cinta lentamente hasta que la marca de una pulgada entera
coincida con el nivel de referencia. Asiente esta lectura de la cinta. Extraiga la
cinta y asiente su lectura mojada con aproximación de 1/8". Ambos asientos se hacen
en la hoja de control, usando las líneas previstas bajo "2ª Medida". El medidor
ahora deberá completarlos cálculos exigidos en la hoja de control, para asegurarse
de que el nivel de líquido es igual en la "1ª Medida" y "2ª Medida". Si no se
obtiene este resultado, deben practicarse nuevos aforos hasta que el nivel de
líquido sea el Facilidades de superficie en la industria
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mismo en ambas medidas, siendo éstos los que deben enviarse a la oficina en la hoja
de control. Las medidas que mostraron diferencias se desechan.

  

MEDICIÓN DE AGUA DE FONDO (AGUA Y SEDIMENTO LIBRES) Razones para medir el agua de
fondo: 1) Para corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin de
compensar el cambio de capacidad del tanque que resulta de la flexión de las
láminas del fondo. Esta flexión puede ocurrir cuando el tanque está situado sobre
tierra esponjosa. En estos casos debe mantenerse en el tanque una cantidad de agua
suficiente para cubrir el fondo y subir algunas pulgadas en las paredes. 2) Para
corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin de compensar el cambio
de volumen del agua de fondo como consecuencia de: a) Agua precipitada del crudo o
refinado durante los movimientos o entre ellos. b) Escape sin control del agua por
las paredes o en el fondo durante los movimientos, o entre ellos o la remoción
intencional de agua por medios mecánicos o manuales. Cuando medir el agua de fondo:

   

El agua de fondo debe medirse a diario como un procedimiento de rutina, en todos


los movimientos que implican fiscalización, venta o compra de crudo y productos
refinados cuando: Se sepa o se sospecha que hay aguas en el fondo del tanque. Se
mantenga un colchón de agua por las razones enumeradas en el parágrafo 3.3.1, aún
cuando el uso de la pasta detectora de agua no sea satisfactorio y debe recurrirse
al uso.

Bombas [2]
El bombeo puede definirse como la adición de energía a un fluido para moverse de un
punto a otro. Una bomba es un transformador de energía. Recibe la energía mecánica,
que puede proceder de un motor eléctrico, térmico, etc., y la convierte en energía
que un fluido adquiere en forma de presión, de posición o de velocidad. Las bombas
pueden clasificarse sobre la base de las aplicaciones a que están destinadas, los
materiales con que se construyen, o los líquidos que mueven. Otra forma de
clasificarlas se basa en el principio por el cual se agrega energía al fluido, el
medio por el por el cual se implementa este principio y finalmente delinea la
geometría específicas comúnmente empleadas. Esta clasificación se relaciona por lo
tanto, con las bombas mismas y no se relaciona con ninguna consideración externa a
la bomba o aún con los materiales con que pueden estar construidas. Tomando en
cuenta esta última clasificación, todas las bombas pueden dividirse en dos grandes
categorías: Dinámicas En las cuales se añade energía continuamente, para
incrementar las velocidades de los fluidos dentro de la máquina a valores mayores
de los que existen en la descarga, de manera que la subsecuente reducción de
velocidad dentro, o más allá de la bomba produce un incremento de presión. Las
bombas dinámicas pueden, a su vez, subdividirse en otras variedades de bombas
centrífugas y de otros efectos especiales. De Desplazamiento Positivo. En las
cuales se agrega energía periódicamente mediante la aplicación de fuerza a una o
más piezas móviles para un número deseado de volúmenes, lo que resulta un
incremento de presión hasta el valor requerido para desplazar el fluido a través de
válvulas con aberturas en la línea de descarga.

Clasificación de las bombas de desplazamiento positivo:

Las bombas de desplazamiento se dividen esencialmente en los tipos reciprocantes y


rotativas, dependiendo de la naturaleza del movimiento de los miembros que producen
la presión. Cada una de estas clasificaciones mayores pueden, a su vez,
subdividirse en varios tipos específicos de importancia. Facilidades de superficie
en la industria
petrolera Página 25 de 37
Las bombas de desplazamiento positivo (reciprocantes), por lo general, se
clasifican por sus características: 1. - Extremo de impulsión, es decir, potencia o
acción directa. 2. - Orientación de la línea de centros del elemento de bombeo, es
decir, horizontal o vertical. 3. - Número de carrera de descarga por ciclos de cada
biela, es decir, acción sencilla o doble acción. 4. - Configuración del elemento de
bombeo: pistón, émbolo o diafragma. 5. - Número de varillas o bielas de mando, es
decir, simplex, dúplex o múltiplex. Tipo Reciprocantes Las bombas reciprocantes son
unidades de desplazamiento positivo que descargan una capacidad definida de líquido
durante el movimiento del pistón o émbolo a través de la distancia de carrera. El
pistón puede ser accionado mediante vapor, motor de combustión o por un motor
eléctrico. La categoría del tipo reciprocantes tiene como principio el
desplazamiento positivo, el cual consiste en el movimiento de un fluido causado por
la disminución del volumen de la cámara. En el ejemplo, el émbolo, ha desplazado su
volumen del recipiente grande al recipiente chico. El volumen del fluido desplazado
(B) es igual al volumen del émbolo (A). Este volumen desplazado es igual al
producto del área transversal del émbolo por la longitud total sumergida. Por lo
tanto, en una máquina de desplazamiento positivo el elemento que origina el
intercambio de energía no tiene necesariamente movimiento alternativo (émbolo),
sino que puede tener movimiento rotatorio (rotor), llamadas también volumétricas y
roto estáticas respectivamente. En una bomba reciprocante, el flujo es estable
hasta el final de la carrera del pistón, donde el pistón se detiene y regresa. Por
lo tanto, el comportamiento del flujo de descarga es pulsante. Estas pulsaciones
pueden ser reducidas mediante cámaras de amortiguación en la descarga de la bomba y
el uso del cilindro de doble acción. Todas las bombas reciprocantes tienen una
parte que maneja el fluido, comúnmente llamada el extremo líquido, el cual tiene:
1.- Un sólido que se desplaza, llamado émbolo o pistón. 2.- Un recipiente que
contiene al líquido, llamado el cilindro. 3.- Una válvula de succión de retención
que permite el fluido de la tubería de succión hacia el cilindro líquido. 4.- Una
válvula de descarga de retención que permite el flujo del cilindro hacia la tubería
de descarga. 5.- Empaque para sellar perfectamente la junta entre el émbolo y el
cilindro y evitar que el líquido se fugue del cilindro. La capacidad de la bomba
varía con el número de émbolos o pistones y pueden clasificarse en simplex, dúplex,
triplex, etc. La bomba se diseña para una velocidad, presión, capacidad y potencia
específicas. La bomba puede aplicarse a condiciones de potencia menores que las del
punto específico de diseño, pero con sacrificio de la condición más económica de
operación. Tipo Rotatorias de Tornillo. Las bombas rotativas de tornillo son
unidades de desplazamiento positivo, en el cual el flujo a través de los elementos
de bombeo es verdaderamente axial en lugar de lanzar el líquido como en una bomba
centrífuga este tipo de bomba lo atrapa, lo empuja contra la caja fija en forma muy
similar a como lo hace el pistón de una bomba reciprocante, pero a diferencia de
esta última, la bomba rotatoria de tornillo descarga un flujo continuo. Aunque
generalmente se le considera como bombas para líquidos viscosos, pueden manejar
casi cualquier líquido que este libre de sólidos abrasivos. Debido a la baja
inercia relativa de sus partes en rotación, las bombas de tornillo son capaces de
operar a mayores velocidades que otras bombas rotatorias o alternativas de
desplazamiento comparable. Las bombas de tornillo como otras bombas rotatorias de
desplazamiento positivo tienen unas características de flujo que es esencialmente
independiente de la presión. Estas bombas se clasifican de acuerdo al número de
tornillo que presenten en su diseño o configuración. Estos pueden ser simples o
múltiples. Las bombas de tornillos múltiples se encuentran en una gran variedad de
configuraciones y diseños. Todas emplean un rotor conducido engranado con uno o más
rotores de sellado. El mismo flujo se establece entre las roscas de los tornillos,
y a lo largo del eje de los mismos. Pueden usarse tornillos con roscas opuestas
para eliminar el empuje axial en la bomba. Facilidades de superficie en la
industria
petrolera Página 26 de 37
En el mercado se encuentran dos (2) tipos básicos disponibles, la construcción del
extremo simple o doble, de las cuales la última es la más conocida, véase Debido a
que la bomba de tornillo es un dispositivo de desplazamiento positivo, entregará
una cantidad definida de líquido por cada revolución de los rotores. La capacidad
real entregada de cualquier bomba rotatoria especifica es afectada por: 1.-
Variación en la velocidad. 2.- Variación en las viscosidades. 3.- Variación en la
presión diferencial. Debido a la holgura entre los rotores y su alojamiento, las
bajas velocidades y las altas presiones el deslizamiento aumenta, lo que resulta en
una capacidad reducida para una velocidad dada. El impacto de estas características
puede variar ampliamente para los diversos tipos de bombas. El deslizamiento, sin
embargo, no se afecta en forma medible por los cambios en la velocidad, no
obstante, se produce en un pequeño porcentaje de deslizamiento del flujo total a
velocidades altas. Las bombas de tornillo por sí mismas no originan presión,
simplemente transfieren una cantidad de fluido del lado de entrada al lado de
salida. La presión desarrollada en el lado de salida es tan sólo el resultado de la
resistencia al flujo en la línea de descarga. La característica de la pérdida de un
tipo y modelo de bomba en particular es uno de los factores claves que determinan
la gama aceptable de operación, en general está bien definido por el fabricante de
la bomba. La viscosidad y la velocidad están íntimamente ligadas y no es posible
considerar una sin la otra. La velocidad básica que el fabricante debe considerar
es la velocidad axial interna del líquido pasando a través de los rotores. Esa es
una función del tipo de bomba, diseño y tamaño. La velocidad de rotación debe
reducirse cuando se manejan líquidos de alta viscosidad. Las razones no solo están
en la dificultad para llenar los elementos de bombeo, sino también las pérdidas
mecánicas que resultan de la acción del corte de los rotores en la sustancia que se
maneja. La reducción de estas pérdidas es con frecuencia más importante que las
velocidades relativamente altas, aunque las últimas pudieran ser posibles debido a
las condiciones de succión. Las pérdidas internas de potencia son de dos tipos:
mecánicas y viscosas. Las pérdidas mecánicas incluyen toda la potencia necesaria
para vencer el arrastre de la fricción mecánica de todas las partes en movimiento
dentro de la bomba, incluyendo los rotores, cojinetes, engranes, sellos mecánicos,
etc. Las pérdidas por viscosidad incluyen toda la pérdida de potencia originada por
los efectos de arrastre del fluido viscoso contra todas las partes dentro de la
bomba, así como de la acción de corte del mismo fluido. Es probable que la pérdida
mecánica sea el mayor componente cuando se opera a bajas viscosidades, mientras que
las pérdidas por viscosidad son mayores en condiciones de alta viscosidad. En
general, las pérdidas para un tipo y tamaño de bomba dada, varían con la viscosidad
y la velocidad de rotación, pueden o no ser afectadas por la presión, dependiendo
del tipo y modelo de bomba bajo consideración. Estas pérdidas, sin embargo, deben
estar siempre basadas en la máxima viscosidad que debe manejarse, puesto que serán
las más altas en este punto.

Bombas de Inyección de química

Tiene la función de prevenir la formación y /o eliminar la espuma. Este equipo está


constituido por un recipiente que contiene una mezcla de silicón y gasoil, una
bomba con su respectivo contador acoplado al recipiente, la cual inyecta esa mezcla
en un sitio previamente determinado como el más adecuado para inyectar y
contrarrestar formación de espuma en los tanques de la estación. El sitio de
inyección de la química varía de una instalación a otra, dependiendo de las
características de los crudos. En algunos casos, la inyección se hace en el
múltiple de producción, en otros, antes o después de los separadores de producción
y en otros en las tuberías de entrada de los fluidos a los tanques de
almacenamiento temporal. La bomba de inyección de substancias químicas inyecta los
reactivos químicos al sistema a una razón predeterminada que debe ser proporcional
a la producción del pozo. Las pruebas en frascos indican la cantidad requerida para
el tratamiento adecuado de una determinada cantidad de emulsión de petróleo crudo,
por ejemplo, cien barriles. Una vez que esta razón entre el compuesto y la emulsión
se ha determinado, es el deber del empleado ajustar la bomba inyectora para agregar
la cantidad necesaria. La mayoría de los diseños del equipo de producción
especifican la inyección de compuestos químicos en el cabezal del pozo, o corriente
arriba del separador. Por supuesto, la presión a esos puntos de la tubería es mas
alta que la de la atmósfera. Por lo tanto, la mayoría de las bombas de inyección de
substancias químicas se fabrican para superar las presiones que comúnmente se
encuentran en las líneas de flujo de los pozos de petróleo. Facilidades de
superficie en la industria
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Ejemplo o de estación de flujo o

D DESCRIPCIÓN N DE ÁREA PE ETROLERA. E El Área Petrole era OIL-01 pos see un área
de 270 km2 y se encuentra e ubic cada en el flanc co sur de la cue enca oriental d
de Venezuela, al S Suroeste del Ár rea Mayor de Oficina. O Dicho bloque b compre
ende el campo p petrolífero OIL L-01-A. E El campo que integran el Áre ea Petrolera
OI IL-01 fue descu ubierto a inicio os de la década a de los cuarent ta y en ellos
se e perforaron un n t total 93 pozos s, 20 de los cu uales resultaro on secos y
fuer ron abandonad dos. Actualm mente produc cen 24 pozos s (Diciembre e 2004), con
un na promedio de e 1300 BNPD. Un total de 55 5 pozos se encu uentran inactiv vos,
de los cua ales 20 se han evaluado como o c candidatos a re eactivación. E ESTACIÓN
OIL–EF-01 La Estación OI IL–EF-01 actua almente maneja la producción n de crudo,
agu ua y gas de los p pozos pertenec cientes a las Ár reas 1 y 3. La Estación de e
OIL–EF-01 cu uenta con todos s los equipos necesarios para el tratamiento o del
crudo. E Equipos M Múltiple de Pro oducción E El múltiple de entrada de la estación
OIL– –EF-01 tiene ca apacidad para 20 pozos y est tá compuesto p por tres cabeza
ales de 6" cada a u uno. Las conex xiones de entra ada de los pozo os son de 3". Ac
ctualmente tien ne conectadas las líneas de fl lujo de 13 pozo os. Las tuberías s q
que conforman n el múltiple se e observaron en n buenas condi iciones externa as,
sin presenta ar fugas. El núm mero de puesto os disponible es s s suficiente para a
recibir los poz zos nuevos que van a ser dirig gidos a la estaci ión. E Este
múltiple manejará m únicamente los poz zos de las Área as 1 y 3 del Ca ampo OIL-01.
D Del Área 1, alg gunos pozos so on manejados a t través del la Estación E Tubo
Múltiple M OIL-1 14, cuyo tubería de producció ón general se c conecta al cabe ezal
de salida d del múltiple de e O OIL-01. Las otras área as entran direct tamente al
sist tema de tratam miento de crud do de esta esta ación, por lo cu ual no son ma
anejados por el m múltiple. Las tuberías y las válvulas de el múltiple se
encuentran e en buen estado fí ísico externo, s sin presentar fu ugas. Los puest
tos disponibles s p para la línea de e flujo de nuevo os pozos presen ntan
condicion nes adecuadas p para una rápida conexión.

Fig. 5.1. Tubo Múl ltiple. Facilid dades de superficie en la industr ria
petrolera Página 28 de 37 7
S Separadores s de Producci ión E Esta estación tiene dos separa adores de prod
ducción vertical les con las sigu uientes caracter rísticas y datos: E E688:
Compañía: BLACK SIVALLS & BR RYSON INC. Serial: S 23163. Capacidad: 5 5,500 BPD de
c crudo sucio y 1 16.5 MPCSD de e g gas, con una pr resión de diseñ ño de 125 Psi.
Está E en operació ón y en buenas s condiciones ex xternas. O Otros datos:

    

Presión de operación: 125 5 psi @ 100 °F. Presión de la prueba hidr rostática: 188
psi. p Espesor de e capa: ¼" Diámetro: 48". Longitud: 12"-0". 1

La presión de operación o ha si ido estimada en n 85 Psig. El co ontrol de la ope


eración del sep arador es local l. E E75: Este sepa arador está ina activo y
presenta evidentes si ignos de deteri ioro externo. N No tiene placa d de
identificació ón que permita a o obtener las car racterísticas de diseño. S
Separador de Prueba P E Esta estación tiene t un separa ador de prueba a vertical
E74: Compañía: T TRUMBLE GAS S TRAP. Seria al: 7808. Los d datos de diseño o s se
desconocen. .

Fig. . 5.2. Separado ores. C Calentadores de d Crudo E En la Estación EEF11 se encu


uentran instalad dos 3 calentado ores de crudo c con las siguient tes característic
cas: 2 Calentadores s de 1,5 MMBTU/Hr Marca H2OIL H y Nation nal Texaco 1
Calentador de 3 MMBTU/H Hr Marca Natio onal Texaco E El calentador de d 3 MMBTU/H
Hr posee dos ca ajas de fuego. E Estos equipos trabajan con alimentación a del d
gas proveniente de la eta apa de separac ción, luego de haber pasado por un equipo
o d depurador. Un na vez que aban ndona esta etap pa el crudo pose ee una tempera
atura de 190 °F F aproximadam mente. E En esta estació ón se realizarán n en forma
cent tralizada todas las operacione es de separació ón agua crudo d del Área OIL-01
1. Facilid dades de superficie en la industr ria petrolera
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Fig. 5.3. Calentado ores. T Tanque de Lav vado E En la Estación n OIL-01 se enc
cuentra instala ado un tanque de lavado de c crudo de 6.700 0 barriles de ca
apacidad. La c construcción de e e este tanque es de tipo aperna ado.

Fig. 5.4. Tanque de L Lavado. T Tanques de Alm macenamiento o E En la Estación


OIL01 se encu uentra instalad do 3 tanques de e almacenamie ento de produc cción de
5.000 barriles de cap pacidad (EOIL5 5000, EOIL-50 001, EOIL-500 03), y un tanqu ue
de almacena amiento de pru ueba de 1. 500 barriles de cap pacidad (EOIL L-1500).
Dos de e e estos son de co onstrucción de tipo apernado y uno de tipo soldado. s

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Fig. 5.5. Tanques de Alma acenamiento. B Bomba de Tran nsferencia E El sistema de
bombeo b de crud do de la Estació ón OIL-EF-01 consta c de una b bomba Gardne er
Denver, con motor de comb bustión interna a a gas natural Waukesha. No o se conocen
datos d de diseño o de esta bom mba. La presión n que reporta un manómetr ro
ubicado a la a d descarga de la bomba indica un u valor de 20 00 Psig. La bomba
está ubicada en un galpón abi ierto, donde cuenta c con ins stalaciones bás sicas
para su funcionamient to: tuberías de e s suministro de gas g natural, y tanques t
de alm macenamiento de d agua y aceite e.

Fi ig. 5.6. Bomba a de Transferen ncia de Petróle eo. Facilid dades de superficie
en la industr ria petrolera
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B Bombas de Iny yección de Quím mica La estación cue enta con dos eq quipos de
inyec cción de química (Fig. 5.7.), u una que se encu uentra conectad da aguas
arriba a del separador r d de producción, , y otra aguas abajo a del mismo o, los
equipos cuentan c con un n sistema de iny yección por pu ulsos operados c con gas.

Fig. 5.7. Bomb bas de Inyecció ón de Química. .

Descrip pción de los s Procesos s

M Manejo del Gas: G P Parte del gas que q es producid do junto con el petróleo y
sepa arado del mism mo por medio d de los equipos s separadores es utilizado como o
c combustible para p los equip pos instalados en la estació ón OIL-EF-01 1, tales
como las bombas ( (de pulsación, , circulación y t transferencia), , válvulas y
cale entadores. Otra parte del gas s es medido y e enviado hacia L La Planta Com
mpresora PC-OI IL-01, así como o t también es util lizado para los motores de los s
Balancines y Bombas B de Cav vidad Progresiv va de los pozos de la zona. La
estación cue enta con equip pos de medición n del gas del tip po placa orifici io,
instalados a aguas abajo del l separador de prueba y aguas s a arriba de la pla
anta compresor ra. Los equipos in nstalados en la a estación que se alimentan con
el gas pro oveniente de la a etapa de separación cuenta an con equipos s d
depuradores de d gas. Uno de ellos está instalado aguas ar rriba de los cal
lentadores en l la línea que ali imenta a estos s, y otras aguas s a arriba de las
bo ombas. E El gas que prov viene de los tanques de alma acenamiento es s venteado
haci ia la atmósfera a, debido a que e es muy poco e el volumen que e e es emanado
en n esta etapa. C Cualquier even ntualidad que ocurra o con cual lquiera de los
equipos, e es dec cir, cualquier so obrepresión u o obstrucción en las válvulas de
e c control en los mismos, m estos cuentan con lín neas de desvío del gas, que so
on dirigidas ha acia la fosa, ya que no se cuen nta con equipos s q quemadores de e
gas.

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Líneas s de Manejo d de Gas

Medición de G Gas

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Dep purador de G Gas M Manejo del agua a Los volúmenes s de agua que se producen y
se separan del l crudo durant te la etapa de D Deshidratación n, es decir, que e
provienen del t tanque de lavado son transfer ridos hacia los tanques del sis stema
de la Pla anta de Inyec cción de Agua a Salada (PIA AS). U Una vez que el e agua
sea alm macenada en estos e tanques será s inyectada en una arena a bajo especific
caciones ambie entales, ya que e a actualmente se e descarga hacia la fosa de cru
udo. La PIAS contar rá con una bom mba dúplex alim mentada por ga as, la cual será
a adquirida por l la empresa a m mediados de No oviembre.

Tanques T de Recolección R de e Agua Salad da M Manejo del Petróleo P E El petróleo


rec colectado y trat tado en la Estación OIL-01, al salir del Tanq que de Lavado es
dirigido por r gravedad hac cia el tanque de e A Almacenamien nto principal, en e
donde al hab ber un volume en de crudo equ uivalente al 85 5 % de su capacidad,
éste es c circulado hacia a Facilid dades de superficie en la industr ria
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l los otros tanqu ues de almacen namiento de mo odo tal que no sea sobrepasad da la
capacidad d del tanque pr rincipal. Para r realizar esto, es s u utilizada una
bomba b de circul lación del tipo pistón y el sistema de líneas d de flujo que co
nectan a todos s los tanques. U Una vez que el l crudo con las especificacione es
del porcenta aje de Agua y S Sedimentos (% AyS) y es fisca alizado por la tr
ransferencia de e c custodio (PETR ROUCV-PDVSA A), es bombead do hacia la Est
tación de Desca arga OIL-02 (O OED-02) opera ada por El Esta ado. Para ello la a e
estación cuenta a con una bom mba de transfere encia del tipo dúplex d operada a a
gas.

Líneas L de Fluj jo

Bomba de Circulación C d de Petróleo P Pruebas de pozos p La estación cue enta con


un sis stema de prueb ba de pozos con nformado por un tubo múltip ple de prueba, un
separador y un tanque de e t tipo apernado, , cuya capacida ad es de 1500 bbls.
Además de esto, la lín nea posee un m medidor de gas s y un registra ador de
presión n m mediante el cu ual se puede det terminar el volu umen de gas qu ue
produce un pozo.

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Sistema S Múlt tiple-Separad dor de Prueba T Toma de Muestras C Cuando el cru udo
sale del tanque de lavad do es necesario o realizar las p pruebas para l la
determinació ón del porcent taje de Agua y S Sedimentos (% %AyS) y la Gra avedad
API, de e modo tal que e éste cumpla c con las especif ficaciones exigi idas por El
Co omprador. Para a r realizar estas pruebas p se cuen nta un punto de e toma de
muestras ubicado e en la línea de tr ransferencia de e petróleo al pa atio de
Tanques s d de Almacenam miento desde el Tanque de Lav vado.

Tom ma de Muest tras

Facilid dades de superficie en la industr ria petrolera


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Bibliografía

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Manual. Dallas, Texas. 9. Tesis de la Fundación La Salle 10. Tesis de la UNEXPO 11.
Ing. Luis Escobar H. Medición De Crudo En Tanques. Problemas Y Tratamiento De
Espuma. Pérdidas Por Evaporación. Consultores Esconpet, S.A.

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Autor: Prof. Ing. Eduardo A. Aguirre Caracas, Febrero 2009

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