Facilidades de Superficie en La Industria Petrolera
Facilidades de Superficie en La Industria Petrolera
Facilidades de Superficie en La Industria Petrolera
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.
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
superficie en la industria
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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:
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.
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
Vapores Condensables.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Los separadores pueden ser clasificados de acuerdo al método utilizado para llevar
a cabo la separación primaria en el separador.
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.
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.
Separadores Verticales
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
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Donde la economía favorece al separador vertical. Separadores Horizontales
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.
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.
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.
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
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.
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
Disco de Ruptura
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
Termómetro
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).
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.
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.
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.
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.
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:
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
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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.
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.
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
petrolera Página 24 de 37
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:
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.
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
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.
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.
Medición de G Gas
Líneas L de Fluj jo