UNIVERSIDAD AUTÓNOMA JUAN MISAEL

SARACHO
FACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLA MONTES

INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS

RESUMEN DE TEMA 1 Y 2 DE TRANS. Y ALMACENAJE DE HC. INP-052

DOCENTE: Ing. Torres Peña Alex Fernando

UNIVERSITARIO: Alemán Cruz Helmut Adrián
Enriquez Gonzales Ariel

Gareca Sánchez Daniel Aldrin (RESPONSABLE)

Huanca López Erick Ronald

Ortiz Serrano Cinthia Lorena

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 VILLA MONTES TARIJA
2020

CONTENIDO DEL RESUMEN

PREPARADO POR: ALEMÁN CRUZ HELMUT ADRIÁN...............................................1

1.1 INTRODUCCIÓN DE RECOLECCIÓN DE HIDROCARBUROS...........................1
1.1.1 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Y QUÍMICAS DEL PETRÓLEO....................1
1.1.2 EXTRACCIÓN DEL CRUDO..............................................................................4
1.2 PROCESO DEL PETRÓLEO EN UNA ESTACIÓN DE FLUJO..............................8
TERMINADO POR: ALEMÁN CRUZ HELMUT ADRIÁN.............................................10
PREPARADO POR: ENRIQUEZ GONZALES ARIEL.....................................................11
1.2.1 MÚLTIPLES O RECOLECTORES DE ENTRADA.........................................11
1.2.2 PROCESO DE SEPARACIÓN...........................................................................11
1.2.3 CALENTAMIENTO...........................................................................................16
1.2.4 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN Y DESALACIÓN...................................17
1.2.5 PROCESO DE ESTABILIZACIÓN...................................................................17
TERMINADO POR: ENRIQUEZ GONZALES ARIEL.....................................................18
REALIZADO POR: GARECA SÁNCHEZ DANIEL ALDRIN.........................................19
1.3 FUNCIONES PRINCIPALES DE UNA INSTALACIÓN DE PRODUCCIÓN.......19
1.4 TANQUES DE ALMACENAMIENTO....................................................................19
1.5 LABORATORIO........................................................................................................19
1.5.1 DETERMINACIÓN DE GRAVEDAD ESPECIFICA.......................................20
1.5.2 DETERMINACIÓN DE CONTENIDO DE AGUA Y SEDIMENTOS.............20
1.6 CONTENIDO DE SAL..............................................................................................21
1.7 TRANSPORTE DEL CRUDO...................................................................................21
1.8 TRATAMIENTO Y MANEJO DEL GAS.................................................................21
1.8.1 TRATAMIENTO DEL GAS...............................................................................22
1.8.2 MÚLTIPLE DE DISTRIBUCIÓN......................................................................22
1.9 DISPOSICIÓN DEL GAS..........................................................................................23
1.10 DISPOSICIÓN DEL AGUA....................................................................................23
1.11 CLASIFICACIÓN DE RESERVAS........................................................................23
1.12 EJEMPLOS NUMÉRICOS......................................................................................24

ii
TERMINADO POR: GARECA SÁNCHEZ DANIEL ALDRIN........................................24
REALIZADO POR: HUANCA LÓPEZ ERICK RONALD................................................25
2.1 INTRODUCCIÓN AL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS............................25
2.2 CONCEPTOS BÁSICOS...........................................................................................25
2.3 SISTEMAS DE TRANSMISIÓN EN DUCTOS.......................................................26
2.3.1 TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN EN TUBERÍAS DE GAS.......................26
2.3.2 SISTEMA DE TRANSPORTE EN TUBERÍAS PARA HIDROCARBUROS
LÍQUIDOS....................................................................................................................28
2.3.3 MEDICIÓN..........................................................................................................29
2.4 OPERACIÓN..............................................................................................................30
2.4.1 PLANIFICACIÓN OPERATIVA.......................................................................30
2.4.2 CONTRATOS Y SERVICIOS............................................................................32
2.4.3 SISTEMAS DE CONTROL / CONTROL DEL GAS........................................33
TERMINADO POR: HUANCA LÓPEZ ERICK RONALD...............................................33
PREPARADO POR: ORTIZ SERRANO CINTHIA LORENA..........................................34
2.4.3 SISTEMAS DE CONTROL/ CONTROL DEL GAS.........................................34
2.4.4. SUMINISTRO DE GAS.....................................................................................35
2.4.5 TRABAJOS DE CAMPO....................................................................................36
2.4.6 DETECCION DE PÉRDIDAS –“LEAK”...........................................................37
2.5 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS.............................................37
2.5.1 BATCHING.........................................................................................................39
2.5.2 TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS..........................................................39
2.6 MEDICIÓN.................................................................................................................40
2.6.1 CONTROL OPERACIONAL..............................................................................40
2.6.2 ELEMENTOS DE MANTENIMIENTO DE MEDICIÓN.................................40
2.7. ORGANIZACIÓN DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE TUBERIAS.....40
2.8 CÓDIGOS, POLÍTICAS Y PROCEDIMIENTOS.....................................................41
TERMINADO POR: ORTIZ SERRANO CINTHIA LORENA..........................................41

iii
 PREPARADO POR: ALEMÁN CRUZ HELMUT ADRIÁN

CAPITULO 1

1.1 INTRODUCCIÓN DE RECOLECCIÓN DE HIDROCARBUROS.

Este capítulo tiene como objetivo importar al estudiante los conceptos de recolección,
tratamiento y transporte de petróleo y gas natural, así como también la descripción del
diseño, mantenimiento y operaciones de los equipos instalados en la superficie para su
producción.

El crudo producido debe ser entregado limpio (sin contenidos de agua o sedimentos), en las
estaciones de flujo por lo cual debe ser tratado y deshidratado antes de ser entregado.

1.1.1 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Y QUÍMICAS DEL PETRÓLEO.

Los crudos livianos, medianos, pesados y extra pesados, tienen características y
propiedades diferentes que a la vista sirven para distinguir unos de otros.

Elemento Porcentaje en
peso

Carbono 83 – 87

Hidrógeno 11 – 14

Azufr 0,05 – 2,5

e

Nitrógeno 0,1 – 2

Oxígeno 0–2

Nota: El azufre, nitrógeno y oxígeno son considerados como impurezas

Las características más sobresalientes de del crudo son las siguientes:

 Color: Por transmisión de luz los crudos pueden tener color amarillo pálido, tonos
de rojo y marrón hasta llegar a negro.
Por reflexión de la luz: Los crudos pesados y extra pesados son negros casi en su
totalidad, los medianos pueden parecer verdes, amarillos con tonos rojo azul y
marrones, y los crudos livianos o condensados tienen un color blanquecino lechoso.

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 Olor: El olor de los crudos es aromático como el de la gasolina querosén y otros
derivados. Si contiene azufre tiene un olor fuerte y repugnante, si tiene ácido
sulfhídrico transmite vapores tóxicos y hasta mortíferos.
Para atestiguar la buena o mala calidad de los crudos en la industria se los designa
como dulces y agrios para su importación o exportación.
 Densidad: los crudos livianos y medianos pueden pesar menos que el agua, los
pesados y extra pesados pueden pesar igual o más que el agua.
La densidad API (American Petroleum Institute) es la relación de peso específico y
de fluidez de los crudos con respecto al agua.
La ecuación de la gravedad API es la siguiente:
El hidrómetro API se basa en la densidad o gravedad especifica de los crudos con

respecto al agua. Donde un crudo de 10° API tiene la misma gravedad especifica
que el agua.
La clasificación de crudos por su gravedad API se presenta en la siguiente tabla.
En las negociaciones de compra venta, intercambio, reconstrucción y mezcla de
crudos, el precio del metro cubico o del barril de crudo está atado a la escala API
correspondiente según su calidad.

Aceite Densida Densidad

crudo d (grados
(g/cm3) API)
Extra  1,0 10,0
pesado
Pesado 1,0 – 10,0 – 22,3
0,92

Mediano 0,92 – 22,3 - 31,1

2
 0,87

Ligero 0,87 – 31,1 – 39,0

0,83

Supe ligero  0,83  39,0

 Bloque: es la subdivisión del terreno en acres donde se realiza la exploración y

producción.
 GOR (Gas Oil Ratio): Se refiere a la relación de gas producido con respecto al
petróleo producido en condiciones estándar.
 Wor: referente a la proporción agua-crudo producidos. Unidades de medida:
Barriles de agua por día/barriles de crudo por día (bwpd/bopd).
 S&W o BS&W (Base Sediment & Water): es el contenido de agua libre y
sedimentos en el crudo producido.
 Mawp: máxima presión de trabajo permisible para la línea.
 Flow line: tubería que lleva el fluido desde la cabeza del pozo al recolector o al
primer separador.
 Slug Catcher: colector de líneas que absorbe las pulsaciones de grandes volúmenes
de hidrocarburo.
 Pipeline: tuberías asociadas utilizadas para transportar los fluidos resultantes de las
instalaciones de producción.
 Unidad lact (Lease Automatic Custody transfer): Unidad que mide la cantidad y
calidad de crudo que entra y sale de un límite de batería determinado.
 Rascador (PIG): Artefacto inteligente empleado para limpiar un ducto o línea y
detectar corrosión o defectos en la tubería. El rascador es insertado en el ducto y es
arrastrado por el flujo.
 Agua libre: agua presente en el crudo no emulsionada. Se separa del crudo por
gravedad sin necesidad de añadir productos químicos u otros medios.
 Emulsión: Suspensión cuasi-estable de finas gotas de un líquido dispersas en otro.
 Satélite: Punto donde se unen líneas de producción de distintos pozos próximos,
situado geográficamente entre los pozos y las instalaciones de producción de crudo.

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 Índice de refracción: Se define como la relación de la velocidad de la luz al pasar
de uno a otro cuerpo. Medidos con un refractómetro.
 Punto de ebullición: El punto de ebullición no es constante, debido a sus
constituyentes varía algo menos que la temperatura atmosférica hasta la temperatura
igual o por encima de 300 °C.
 Punto de congelación: Varía desde 15,5 °C hasta la temperatura de -45 °C,
dependiendo de las propiedades y características de cada crudo o derivado. Este
factor es de importancia al considerar el transporte de los hidrocarburos en el
invierno y las tierras gélidas.
 Punto de deflagración: Varía desde -12 °C hasta 110 °C. Reacción vigorosa que
produce calor acompañado de llamas y/o chispas.
 Punto de quema: Varía desde 2 °C hasta 155 °C.
 Poder calorífico: Puede variar entre 8.500 a 11.350 calorías/gramo. En BTU/libra
puede variar de15.350 a 22.000. (BTU es la Unidad Térmica Británica).
 Calor específico: Es la relación de la cantidad de calor requerida para elevar la
temperatura de una unidad de masa de sustancia en un grado. El promedio de la
mayoría de los crudos es de 0,45.
 Calor latente de vaporización: Para la mayoría de los hidrocarburos parafínicos y
metilenos varían entre 70 a 90 kilocalorías/kilogramo o 130 a 160 BTU/libra.
 Viscosidad: La viscosidad indica la resistencia que opone el crudo al flujo interno,
es obtenida mediante varios métodos y es designada mediante varios valores de
medición. El poise o centipoise (0,01 poise). La viscosidad de los crudos en el
yacimiento puede tener desde 0,2 hasta más de 1.000 centipoises. Es muy
importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el
yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a crudos pesados y extra
pesados.
 Viscosidad relativa: Es la relación de la viscosidad del fluido respecto a la del
agua.
 Viscosidad cinemática: Es equivalente a la viscosidad expresada en centipoises
dividida por la gravedad específica, a la misma temperatura. Se designa en Stokes o
Centistokes.

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  Viscosidad Universal Saybolt: Representa el tiempo en segundos para que un flujo
de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio,
debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha
mantenido a temperatura constante.

1.1.2 EXTRACCIÓN DEL CRUDO.

El crudo se encuentra en la naturaleza en campos o estratos en volúmenes muy variables,

no suele hallarse en la misma zona en que se formó hace millones de años, sino que al ser
más ligero que el agua, ha ido migrando hacia la superficie a través de estructuras
porosas hasta encontrar capas impermeables que impidieron su progresión, evitando a su
vez que hubiesen escapado a la atmósfera. Allí quedó atrapado segregándose por
densidades, de manera que la capa más baja está ocupada por agua salada que en general
contiene cloruro de sodio y otras sales, la intermedia por crudo y la superior por gas.

En todos los yacimientos coexisten el petróleo y el gas natural, aunque predomine uno de
ellos. Esta relación entre el crudo y el gas es uno de los datos clave de todo yacimiento,
se denomina GOR (Gas Oil Ratio) y es determinante en el proceso de separación del
crudo y en la presión misma del campo.

Para que el crudo pueda llegar a la superficie, ha de vencer la presión hidráulica de la

columna de líquido que tiene varios miles de metros, del orden de 4000 a 5000 m.
Normalmente, al principio la propia presión del yacimiento suele ser suficiente para que
el petróleo fluya a la superficie, pero con el tiempo esa presión irá disminuyendo (salvo
en el caso de los campos con un GOR muy alto, en los que tarda mucho tiempo en
descender) y será necesario un medio adicional para su extracción.

Dentro de los métodos de extracción asistida o secundaria el procedimiento más utilizado

actualmente es la inyección de agua bajo la capa de crudo para mantener su presión e ir
empujando el crudo hacia los pozos de extracción.

La inyección continua de agua puede llevar en muchos casos a un gran aumento de la

relación agua – crudo (WOR). Para reducir la densidad de la columna y facilitar la

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ascensión del crudo, es muy corriente reinyectar una corriente de gas, que puede ser
dióxido de carbono, nitrógeno o el propio gas de producción, en el fondo del tubo de
extracción (lifting).

También es posible inyectar parte del gas separado del crudo para ayudar a mantener la
presión y en algunos casos, en especial para crudos muy viscosos se inyecta vapor de
agua.

Con la presión propia del yacimiento no se suele poder extraer más de un tercio del crudo
existente, pero con los procedimientos de mantenimiento de presión mencionados se
puede doblar esta recuperación.

Predecir el perfil de comportamiento del pozo no es tarea fácil, debido a la

heterogeneidad y desconocimiento de la geometría del yacimiento, se hace necesario
aprovechar la experiencia de las compañías de explotación las cuales tienen establecidos
parámetros para estimar la producción inicial y final del pozo en función del tiempo y en
términos de cambios de presión y caudal de recuperación de crudo. Estos estimativos son
fundamentales a la hora de emprender el diseño de los equipos, incluyendo la selección
de recipientes, tamaños de líneas y potencias de bombeo y compresión.

Para la inyección de agua y gas se perforan diferentes pozos a los de producción. Los
pozos de cada campo se agrupan en puntos de recogida denominados ―satélites‖, en los
cuales se ensaya periódicamente la producción de cada uno de los pozos.

Una vez terminada la perforación del pozo y comprobado que es productivo, se retira el
equipo de perforación y se introduce un tubo de revestimiento de unas diez pulgadas. La
cámara que queda en la pared exterior de este tubo y la interior de la perforación se
recubre de cemento. A continuación, se introduce por el interior de este tubo otro tubo de
unas tres pulgadas, que llega hasta la capa de petróleo y que es el destinado a conducirlo
hasta la superficie. Completada la colocación de elementos internos, se instala varias
válvulas en la cabeza del pozo, para permitir la regulación y bloqueo de los distintos
conductos. Este conjunto de válvulas se conoce como árbol de navidad.

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ESTACIONES DE FLUJO.

Una estación de flujo es donde se realiza el tratamiento del crudo que viene de las áreas o
campos de explotación, para su posterior traslado a la estación de descarga más cercana y
de allí al patio de tanque principal de recepción y bombeo de crudo.

Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde los pozos hasta las
estaciones. El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación
a la estación es impulsarlo a través de un sistema de tuberías.

El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones de producción

petrolera consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres
componentes básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior tratamiento de los
hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de ellos

7
(petróleo y gas).

Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de producción, el
cual está formado por uno o varios cabezales.

Una vez recolectado en el tubo múltiple (Manifold), la corriente de flujo va hacia un

separador de prueba con el objeto de poder cuantificar su producción.

El crudo, se envía a la etapa de separación donde se retiene un nivel de líquido específico

por un tiempo determinado, bajo condiciones controladas de presión y temperatura, esto
con el objeto de separar los hidrocarburos más livianos de los más pesados.

Al salir de esta etapa, el crudo va a deshidratación donde el sistema de calentadores eleva

su temperatura de entrada bajo un proceso de transferencia de calor, esto con el fin de
lograr una separación más efectiva entre el petróleo y el agua.

Al avanzar por el sistema, el crudo llega al patio de tanques donde pasa inicialmente a un
tanque de separación de petróleo y agua, conocido como tanque de lavado, y de allí pasa
a los tanques de almacenamiento.

Cuando el gas proveniente de los separadores posee altas presiones (por ejemplo 1000
lpc) se puede suministrar directamente a las instalaciones de gas para levantamiento
artificial o para la inyección de gas a yacimientos.

La ubicación deseable de los centros de recolección y almacenamiento debe considerar

prioritariamente:

El volumen de fluidos que se producen.

Las características de los pozos y las distancias que los separan.

Los programas de desarrollo.

El factor económico es esencial en la selección y ubicación de las estaciones de flujo; a

8
medida que un campo se desarrolla, se hace necesario construir nuevos centros de
recolección.
1.2 PROCESO DEL PETRÓLEO EN UNA ESTACIÓN DE FLUJO.

El proceso del petróleo se puede dividir en las siguientes etapas: recolección, separación,
depuración, calentamiento, deshidratación, almacenamiento y bombeo.

Luego de pasar por estas etapas, los distintos productos pasarán a otros procesos externos
a la estación.

1- 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.

Estos múltiples de petróleo están diseñados para desviar el flujo de un pozo en específico
a los separadores de prueba, que se utilizan cuando por causa de variación en los
parámetros de producción de un pozo particular, se necesita someter su producción
individual a medición y otras pruebas.

2.- 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.

3.- 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.

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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 mini-plantas, y otra cantidad va
para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.

4.- 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
los análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente
dependiente de la información de la prueba de pozos.

5.- 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 costa fuera (mar, lago,
etc.), y para petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho.

6.- Etapa de deshidratación y desalación 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.

7.- Etapa de estabilización: Antes de proceder con el almacenamiento y transporte a

refinerías el crudo debe cumplir con especificaciones referidas a la cantidad de ligeros tal
que el transporte y el almacenaje de crudo sea seguro.
8.- Etapa de almacenamiento del petróleo: Diariamente en las Estaciones de Flujo es

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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.
9.- 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 refinerías o centros de
despacho a través de bombas de transferencia.

TERMINADO POR: ALEMÁN CRUZ HELMUT ADRIÁN

PREPARADO POR: ENRIQUEZ GONZALES ARIEL

1.2.1 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,

11
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.
En el diseño de las líneas de flujo se calcula 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.

1.2.2 PROCESO DE SEPARACIÓN

El fluido que recibe un separador puede presentarse en tres fases: Crudo, Agua (con arena)
y Gas, este fluido llega a la unidad mediante las líneas de flujo.
1.2.2.2. Consideraciones de diseño y operación de separadores

Un separador como el de la Figura 1.9 es un recipiente cerrado cuya función es la

separación de los fluidos provenientes de pozos en componentes líquidos y gaseosos.

Un separador posee esencialmente las siguientes características y componentes:

1. Una vasija, la cual incluye:

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 Un mecanismo de separación primaria.

Sección secundaria o de asentamiento

Extractor de niebla, para remover pequeñas partículas de líquido del gas.

Salida de gas

Sección de asentamiento de líquido, para remover gas o vapor del aceite y

agua si es trifásico.

Salida de aceite

Salida de agua, si es un separador trifásico

2. Diámetro, altura y longitud adecuada.

3. Medio de control de nivel: El cual incluye un controlador y una válvula controladora de

nivel (LCV-Level Control Valve).

4. Un mecanismo de control de presión (controlador PCV –Pressure control Valve)

5. Mecanismos de alivio de presión.

Los fluidos de pozo que ingresan a un separador son:

Crudo (6 a 50 ºAPI, viscosidades de 5.0 a 90.000 cp.)

Condensado (Puede existir en la formación como líquido o como vapor condensable).
La licuefacción de sus gases componentes ocurre por una reducción en la temperatura
del pozo a condiciones de operación de superficie.
Gas Natural (Como Gas libre o como Gas en solución con gravedades específicas
entre 0.55 y 0.90, viscosidades entre 0.011 a 0.024 cp. a condiciones estándar).
Hidrocarburos condensables con gravedades específicas entre 0.55 a 4.91 y
viscosidades desde 0.006 a 0.011 cp. a condiciones estándar.
Agua (Como vapor o líquido; libre o emulsionada)
Impurezas (Gaseosas como N2, CO2, H2S y otros diferentes a hidrocarburos. Líquidas
como agua y parafinas. Sólidas como lodo de perforación, arena, cieno y sal).

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Las Funciones Primarias de un separador son:

 Remoción de Crudo del Gas, llevada a cabo generalmente por la DIFERENCIA DE

DENSIDADES y por el uso de un mecanismo conocido como EXTRACTOR DE
NIEBLA con variados diseños, el cual puede usar uno o más de los siguientes métodos:
choque, cambio de dirección de flujo, cambio de velocidad de flujo, fuerza centrífuga,
coalescencia, y filtración
 Remoción de gas del Crudo, la cantidad de gas en solución que un crudo puede contener
depende de las propiedades físico-químicas del crudo y de las condiciones de presión y
temperatura en las que este se encuentre, por consiguiente, el volumen de gas que un
separador podrá remover al crudo en función a las propiedades físico-químicas del
crudo, de la presión y temperatura de operación, del caudal que se encuentra manejando,
del tamaño y configuración del separador, etc.
 El caudal y la profundidad del líquido, determinan el tiempo de retención del fluido, el
cual es fundamental para lograr una buena separación; este debe dudar de 1 a 3 minutos,
a menos que se estén fluyendo crudos espumosos, donde habría que tener tiempos de
retención de 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y del diseño del
separador. Los métodos usados en separadores para remover gas de crudo son:

Asentamiento (tiempo de retención).

Agitación (moderada y controlada para causar la coalescencia y separación de las

burbujas de gas en menos tiempo).

Baffling (deflectores en la trayectoria del crudo).

Calentamiento (reducción de la tensión superficial y la viscosidad del aceite

ayudando a la liberación del gas).

Químicos (para reducción de la tensión superficial, reducción de la tendencia a

formación de espuma.

Silicona (usada para este propósito en pequeñas cantidades)

Fuerza centrífuga (el aceite pesado es forzado hacia las paredes del remolino

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Durante la separación se pueden presentar algunos problemas como:

 ARRASTRE (CARRY OVER), el cual puede ser causado por un alto caudal, nivel alto
en el separador, baja presión de operación, acción de ondas generadas al interior del
separador y/o por presencia de espuma.
 POBRE SEPARACIÓN, causada posiblemente por alta presión en el separador y/o alta
viscosidad de crudo.

Mecanismos de separación y dispositivos

Los mecanismos de separación son físicos y mecánicos. Los físicos son la segregación, la
fuerza centrífuga y los mecánicos son dispositivos que generalmente actúan sobre la fase
líquida y permiten escapar la fase gaseosa o contribuyen a una mejor separación por efecto
de la gravedad o la fuerza centrífuga.

Separadores verticales

Los separadores verticales mostrados en la Figura 1.10. son usados para relaciones gas /
aceite de bajas a medias y donde el espacio es limitado. El control de nivel no es crítico.
Puede manejar sin mucho problema cantidades apreciables de arena. Más fácil de
limpiar. Mayor cantidad de surgencia de líquido. Menos tendencia a la re vaporización
de líquido. Están compuestos por:

Sección primaria: Es la sección ubicada inmediatamente a la entrada del separador.

En ella ocurre la primera separación de las fases por acción de la gravedad y la fuerza
centrífuga.
Sección secundaria: En esta sección el mecanismo de separación es la gravedad.
Gotas de líquido que viajan con el gas caen por gravedad a la fase líquida.
Sección acumuladora de líquido: El líquido al ser más pesado que el gas cae
mientras el gas trata de salir por la parte superior. El líquido se va así acumulando en
la parte inferior del separador y permanece en un periodo de tiempo reposo
permitiendo que el gas atrapado en el ascienda. Este tiempo es conocido como
TIEMPO DE RETENCIÓN.
Sección extractora de humedad: Esta sección se encarga de retirar las gotas de
líquido que no se han precipitado en las secciones anteriores. Esta operación es
llevada a cabo por unos filtros donde debido a su configuración, quedan atrapadas

15
 pequeñas gotas de líquido y liberando gas. Al irse acumulando estas gotas de líquido,
su peso va aumentando hasta caer hacia la fase líquida

Separadores verticales

Separadores horizontales

Usado con éxito para manejar crudos espumosos y altas relaciones gas - aceite. Es menos
costoso que un separador vertical de igual capacidad. Su área de interface gas / líquido es
mucho mayor, lo que permite mayores velocidades de gas.
Es más fácil de transportar, es más eficiente y económico para procesar grandes cantidades
de gas. Su diámetro es más pequeño para manejar una cantidad de gas dada.
Los separadores bifásicos son idénticos a los trifásicos excepto por el compartimiento de
agua, un control de nivel extra y válvula de drenaje.

Separadores esféricos

Tiene la ventaja de ser más barato que los verticales y los horizontales, más compacto que
los otros tipos, de la misma forma, es más fácil de drenar y limpiar.

1.2.3 CALENTAMIENTO.
El calentamiento de la mezcla crudo-agua se realiza con el fin de facilitar la deshidratación
del crudo hasta la especificación deseada en la salida del tratamiento de deshidratación

16
En el proceso de calentamiento, cuando ya el contenido de agua en el crudo ha sido
reducido de manera considerable debido a los siguientes motivos:

A mayor contenido de agua mayor gasto en calentamiento

A mayor contenido en agua mayores posibilidades de deposición de sales.

La temperatura de tratamiento estará en el rango de 50-100°C. Esta temperatura de

tratamiento tendrá que ser un compromiso entre la temperatura adecuada para el
tratamiento de la emulsión, la máxima aceptable para evitar pérdidas de crudo, y la máxima
aceptable para evitar deposiciones de sales.

El tratamiento de las emulsiones se ve favorecido por el calentamiento por las siguientes

razones:

Disminución de la viscosidad del crudo

Aumento de colisiones entre gotas

Aumento en la diferencia de densidades

Distribución más uniforme de los agentes desemulsificantes

Reduce la posibilidad de formación de depósitos de agentes emulsificantes como las

ceras y parafinas.

Calentador

17
1.2.4 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN Y DESALACIÓN
En esta etapa, tendremos que alcanzar finalmente la especificación del crudo de venta para
lo cual se tendrá que tratar el mismo con métodos más rigurosos con el fin de romper las
emulsiones formadas. Para esto tendremos que pensar en utilizar calor, químicos
desemulsificantes, y campos eléctricos para conseguir el objetivo.
La comercialización del petróleo crudo tiene como destino final su destilación en refinerías.
Estas para poder efectuar su proceso, en la forma más viable y económica posible, exigen
determinadas condiciones de calidad del petróleo crudo, de manera especial en lo
relacionado a su contenido de agua, sal y sedimentos, más conocido como BS&W.
La sal causa deterioro en oleoductos y refinerías, debido a su alto poder corrosivo y los
sedimentos ocasionan problemas en los procesos de destilación. Por consiguiente, es
fundamental que una refinería cuente con los mecanismos y equipos que garanticen la
entrega de un crudo con un mínimo de impurezas, cuyos valores son definidos por entes
gubernamentales o compradores.
1.2.5 PROCESO DE ESTABILIZACIÓN
Una de las especificaciones que ha de cumplir el crudo de venta es el de tener una cantidad
de ligeros tal que el transporte y almacenaje del crudo sea seguro. La manera de cuantificar
estos es mediante la presión de vapor Reid (RVP) del crudo. Así esta, tendrá que ser como
máximo 10-12 psia.
La separación de estos ligeros del crudo se puede realizar de varias maneras:

18
 Varias etapas de separación (flashes) desde la presión de flujo de los pozos
hasta presión atmosférica.

Columna de estabilización combinada con separaciones previas.

Calentamiento en algún momento de la separación para desprender ligeros.

TERMINADO POR: ENRIQUEZ GONZALES ARIEL

REALIZADO POR: GARECA SÁNCHEZ DANIEL ALDRIN

1.3 FUNCIONES PRINCIPALES DE UNA INSTALACIÓN DE PRODUCCIÓN

Todo este sistema conlleva al fin de poder separar el hidrocarburo en oil, agua y gas,

y de esta manera poder comercializar un producto procesado según ley. Desde el cabezal de

pozo, está el flow line cual lleva el hidrocarburo hasta el manifold, y todos los elementos

como bridas, pernos y/o dispositivos adicionales, mantienen sus dimensiones de acuerdo a

las características del fluido que transportan, de a cualquier manera son manufacturadas por

normas API.

1.4 TANQUES DE ALMACENAMIENTO

19
 Son dispositivos metálicos, que estas diseñados de acuerdo a las características de

los fluidos que almacenarán; además de funcionar como albergadores, también sirven como

un punto de verificación de calidad para el fluido antes de ser transportado a los tanques

principales.

1.5 LABORATORIO

Se toman muestras del fluido con el propósito de verificación de calidad, ya sea en

el tanque de almacenamiento o en la línea, por medio de válvulas propias para este

cometido o “ladrones”, que son dispositivos para cumplir dicha cuestión.

1.5.1 DETERMINACIÓN DE GRAVEDAD ESPECIFICA

Se determina esta propiedad con un instrumento llamado hidrómetro, se presentan

en diferentes rangos de grado API.

20
 Se determina esta propiedad llenando un recipiente con el fluido a trabajar, y

colocando con mucho cuidado el dispositivo de medición que fue previamente escogido de

acuerdo al rango, se debe de tener en cuenta el menisco que se forma debido a la viscosidad

de los hidrocarburos, ya que se mide en la parte baja de dicho menisco para evitar errores

en la práctica.

1.5.2 DETERMINACIÓN DE CONTENIDO DE AGUA Y SEDIMENTOS

Por centrifugación; Determina ambas interrogantes con ayuda de un tubo de

centrifugación aforado, funciona mezclando 50-50 de muestra y solvente,

centrifugando a 1500 RPM por 10 min.

Por destilación; Determina contenido de agua, calentando el hidrocarburo, y

dejando que el agua se decante en el recipiente predispuesto; finalmente se calcula

bajo la siguiente formula la variable de interés.

vol . de agua destilado

BS∧W = ∗100
vol .de HC utilizado

21
Funciona con el siguiente sistema:

1.6 CONTENIDO DE SAL

En base a la cantidad de agua expresada gracias al anterior método, se puede

calcular el contenido de sal mediante la fórmula:

173∗lb de sal por cada 1000 bbls de HC

Salinidad delagua en ppmC=
BS∧W
1.7 TRANSPORTE DEL CRUDO

El crudo estabilizado se transporta por oleoductos hasta la batería para su posterior

transferencia (venta del mismo).

1.8 TRATAMIENTO Y MANEJO DEL GAS

Este debe ser tratado y/ almacenado para:

Extracción de crudo por gas lift

Combustible para generadores eléctricos

Evitar quema del mismo (Environmental Impact)

Venta de gas

22
1.8.1 TRATAMIENTO DEL GAS

Los motivos principales para tratar el gas son, evitar formación de hidratos debido a

que estos se atascan en los equipos, evitar corrosión cual acelera el deterioro de los mismos

equipos y tuberias, y en caso de Bolivia venta de gas.

Las medidas para contrarrestar esto son: deshidratar el gas para que la temperatura

de formación de hidratos sea menor, por lo tanto, no alcanzable; este proceso también

reduce la presión de formación de hidratos, ya que estos son proporcionales; Para partes

previas al sistema de deshidratación del gas, se utilizan inhibidores, los cuales evitan la

formación de hidratos y corrosión.

Por ultimo lo más recomendable es trabajar siempre a una temperatura superior del Pr.

1.8.2 MÚLTIPLE DE DISTRIBUCIÓN

También llamado manifold, recibe el caudal de varios pozos asignados, este facilita

el manejo, distribución y control, por medio de interconexiones y válvulas apropiadas de la

producción total de dichos pozos.

23
1.9 DISPOSICIÓN DEL GAS

El gas separado del oil, es tratado para ser redistribuido en gasoductos para su uso

doméstico; pero también es utilizado en campo como combustible de generador, y en

mayor cantidad para el levantamiento artificial en pozos petrolíferos al disminuir la presión.

Como la cantidad de gas separadas del producto de pozos petrolíferos generalmente

es menor; la presión de la misma es baja, por lo cual se requiere de comprimir la

recolección de varios pozos para poderse utilizar de formas rentables para cualquier tarea

antes mencionada.

1.10 DISPOSICIÓN DEL AGUA

En algunos campos la producción de agua es tan alta que la separación por

densidades no es eficiente, por lo que se requiere del uso de surfactantes para apoyar este

proceso; otro problema que conlleva la sobreproducción de agua es la salinidad de la

misma, que ocasiona corrosión y otros problemas en las refinerías.

Generalmente estos excesivos volúmenes se reinyectan al reservorio para aumentar

la recuperación de hidrocarburo.

1.11 CLASIFICACIÓN DE RESERVAS

Se clasifican de acuerdo al grado de certeza del contenido de hidrocarburos:

Reservas primarias probadas; evaluaciones actuales aciertan sobre el contenido de

Hc

Reservas primarias probables; generalmente se encuentran en limites geológicos de

reservas que se están produciendo o ya probadas.

24
 Reservas primarias posibles; Se cree que contiene por características y no por

pruebas

Fuera de esta clasificación encontramos a las reservas secundarias, las cuales son

reservas que agotaron la presión que permitía extraer el hidrocarburo. Esta se

clasifica en:

Reservas secundarias probadas; Pruebas de levantamiento afirman la recuperación

posterior a la estimulación o vigorización artificial

Reservas secundarias probables; El comportamiento de producción primaria, apunta

a la efectividad del levantamiento artificial

Reservas secundarias posibles; son las que se presume, tenga efectividad la

vigorización artificial.

No existe reservorio al que se le haya extraído el 100% de su contenido

hidrocarburifero; inicialmente un reservorio es explotado por su propia presión, lo que se

conoce como producción primaria, para poder extraer un porcentaje extra de hidrocarburo

se recurre a levantamientos artificiales para realizar una producción secundaria; y se llega

hasta la producción terciaria con inyección de vapores.

1.12 EJEMPLOS NUMÉRICOS

De los métodos más sencillos para la estimación, esta el volumétrico; teniendo datos

como área (A), espesor (En), porosidad (φ), saturación de la roca (Sw, So) factor de merma

(Fm), factor de extracción (Fe) se puede calcular las reservas in situ (Rs), cabe recalcar que

es necesario tener en cuenta que el cálculo será el 100% de contenido, que en la realidad no

se llega a extraer, asi que se calcula también las reservas producibles (Rp).

25
 A∗En∗φ∗(1−Sw) A∗En∗φ∗( 1−Sw )∗Fe
Rs= Rp=
Fm Fm

TERMINADO POR: GARECA SÁNCHEZ DANIEL ALDRIN

REALIZADO POR: HUANCA LÓPEZ ERICK RONALD

CAPÍTULO 2
2.1 INTRODUCCIÓN AL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS

En la cadena de producción hidrocarburífera se utiliza métodos de transporte fijos que van

desde las líneas de producción en campo hasta los centros de tratamiento, para luego ir a las
unidades de industrialización o los centros de comercialización o de distribución mayorista.
Las líneas de transporte que están conformadas por tuberías metálicas, constituyen el medio
más adecuado y económico para el traslado a cualquier distancia de los hidrocarburos
líquidos y gaseosos. A pesar de la realización de altas inversiones iníciales en la
construcción de tuberías metálicas, se consiguen menores costos con relación a otros
medios de transporte. En esta industria, se utilizan equipos de transporte móvil como ser
camiones tanques, vagones ferroviarios, barcazas y buques tanque. También se consideran
los barcos de transporte de gas natural licuado (LNG) denominados metaneros o también
conocidos como tanqueros. En la lectura complementaria, se presenta una descripción
detallada de los buques tanques (tanqueros), con ello, se pretende abarcar los más
importantes medios de transporte de esta industria, sin embargo, se debe recalcar, que el
transporte más utilizado actualmente para hidrocarburos es el ducto o tubería.
2.2 CONCEPTOS BÁSICOS

Líneas de transporte (Ductos): Tuberías de acero con diámetro y longitud

variables que están conectadas entre sí, casi siempre recubiertas de material aislante
y destinado al transporte del petróleo, productos derivados y gas natural. Se
diferencian a estas líneas por los servicios que prestan y que en cada caso tienen
particularidades de construcción, operación y control.
Transporte de líquidos: Son las líneas que transportan hidrocarburos líquidos, en
la jerga hidrocarburífera se los conoce como ―líquidas‖, se las denomina
Oleoductos y se las clasifica en:

 Oleoductos de recolección de
producción
 Oleoductos de transporte de petróleo
 Oleoductos de transporte de productos
terminados o poliductos

26
 Transporte de hidrocarburos gaseosos: Estas líneas o ductos son denominadas
gasoductos y se agrupan de acuerdo a:

 Líneas de recolección de producción

 Gasoductos principales o mayores
 Gasoductos urbanos.

Tensión de vapor Reid.- La Presión o Tensión de Vapor es la volatilidad de un líquido

con tendencia a vaporizarse o evaporarse. La norma ASTM D 323, provee información
de la volatilidad de un producto bajo condiciones de temperatura, presión, etc. Esta
propiedad se utiliza como indicativo de una gasolina para transportar y es utilizada en la
selección de tanques de almacenamiento.
Compresibilidad. - Es la medida del esfuerzo que requiere una cierta cantidad de gas
natural, para ocupar un volumen más reducido. El cambio de volumen del gas es
inversamente proporcional al cambio de presión, siendo el cambio de volumen
directamente proporcional al cambio de temperatura.
Factor de Fricción: Es el factor de más consideración en los ductos y en especial en los
de larga longitud, es el dimensionamiento tanto de la tubería como de estaciones de
bombeo y compresión. Las pérdidas por fricción están dadas por el movimiento
molecular en el fluido e intervienen factores como la viscosidad, densidad, velocidad,
longitud de la tubería y su rugosidad interna.
Longitudes equivalentes: Las caídas de presión que existen en la tubería son
incrementadas por la instalación de válvulas y conexiones que se consideran como
longitudes adicionales o equivalentes, que deben ser agregadas a la longitud total
de la tubería. Esta nueva longitud modificada es utilizada en los cálculos de la caída
total de presión.

2.3 SISTEMAS DE TRANSMISIÓN EN DUCTOS

2.3.1 TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN EN TUBERÍAS DE GAS

Comprende los siguientes componentes:

1) Sistema de procesamiento y tratamiento 2) Líneas principales.

de gas, para remover materias primas y
contaminantes.

4) Control de válvulas de la línea principal,

3) Sistema de conjunto de tuberías.
para regular la presión o flujo.

27
 5) Plantas y/o sistemas de compresión de 6) Sistema de compresión de la línea principal.
producción.

7) Estaciones de recepción y medición. 8) Estaciones de medición y despacho,

transferencia de custodia y estaciones
―City Gate‖.

9) Líneas laterales. 10) Sistemas de almacenaje usados para

requerimientos de demanda (usualmente
la misma tubería).

En el diseño de un sistema de tuberías se maneja varios criterios:

1) Reservas de Gas 2) Costos

3) Mercados de Gas 4) Requerimientos de mantenimiento

5) Medio ambiente 6) Tierras

7) Potencial de desarrollo futuro 8) Seguridad

9) Disponibilidad e integridad 10) Regulaciones gubernamentales (seguridad pública)

Componentes de la producción de gas

natural, sistema de transmisión y distribución

.
El sistema de transmisión y distribución
junto con el Sistema de distribución de gas
natural (ASME, 1999) representan los
diferentes componentes de la producción,
transmisión y almacenaje de gas natural, al
igual que el sistema de distribución.

Sistema de distribución de gas natural Los componentes incluyen los pozos de

(ASME, 1999)
producción, sistemas de líneas, campos de producción, plantas de procesamiento, líneas de
transmisión, estaciones de compresión
(ubicadas a lo largo de las líneas de

28
 transmisión), almacenaje y conjunto de tuberías asociadas, estaciones de medición y ―City
Gate‖. En los puntos de distribución: tuberías de distribución y sitios de medición en la
distribución (residencial o industrial).

2.3.2 SISTEMA DE TRANSPORTE EN TUBERÍAS PARA HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

Los sistemas de ductos para hidrocarburos

líquidos, incluyen pozos de producción y
conjunto de tuberías para la producción de
petróleo, plantas de procesamiento y
refinerías, tuberías de transmisión, estaciones
de bombeo, válvulas y estaciones de
medición, y facilidades de almacenaje.

El crudo debe pasar por una refinación antes de

que pueda ser utilizado como producto. El crudo es bombeado desde el pozo, pasa por las
tuberías a la batería de tanques. Una batería de tanques típica contiene un separador, para separar
petróleo, gas y agua.
Los componentes de un sistema de transmisión y distribución de hidrocarburos líquidos son los
siguientes:

1) Campos de producción. 2) Líneas principales.

3) Sistema de conjunto de tuberías. 4) Control de válvulas de la línea principal, para

regular la presión o flujo.

5) Sistema de tratamiento / refinación. 6) Sistema de bombeo de la línea principal.

7) Terminales de tuberías (tanques y estaciones 8) Estaciones de despacho / transferencia de

de bombeo). custodia y medición.

9) Estaciones de recepción y medición. 10) Sistema de almacenaje (tanques).

11) Líneas laterales. 12) Regulaciones gubernamentales (seguridad

pública).
el petróleo después de ser separado, usualmente es almacenado en tanques, posteriormente, es

29
 movido a través de tuberías de largas distancias y diámetros hasta las refinerías. La presión de
la línea principal es iniciada y mantenida por las bombas, para contrarrestar la fricción,
cambios de elevación u otros factores de la caída de presión. Las estaciones de bombeo, están
localizadas al inicio de las líneas y están ubicadas a lo largo de toda la tubería según intervalos
regulados y adecuados de acuerdo a la línea de transporte.

Una vez refinado, tuberías de transporte de productos (poliductos), llevan los mismos a las
terminales de almacenaje y distribución. Estos productos incluyen gasolinas, jet fuel, diésel,
amoniaco y otros líquidos.
2.3.3 MEDICIÓN

los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos se refieren a la medición y control de

calidad del producto a transportar.
Esquema de estación de medición de gas natural

Los componentes de las

estaciones de medición de gas
natural pueden variar
dependiendo el propósito de
la medición, recepción,
transferencia de custodia o
despacho. Pero en cada caso,
estos requieren componentes
para aislar y controlar el flujo
(válvulas), componentes para proteger los medidores contra los contaminantes (filtros de
separación), elementos de acondicionamiento de flujo y los mismos medidores.
Esquema de estación de medición de hidrocarburos líquidos
En el caso de hidrocarburos
líquidos, se requieren de
válvulas adicionales para que
los medidores funcionen
correctamente para permitir el
paso del flujo a través de cada
una de las estaciones de
medición. Las estaciones de

30
 medición típicas contienen más de un sistema de medición para permitir un servicio
ininterrumpido en las actividades de mantenimiento.
2.4 OPERACIÓN
2.4.1 PLANIFICACIÓN OPERATIVA

Los elementos que influyen en las operaciones de las tuberías son:

1) Contratos de servicio de gas 2) Requerimientos de combustible.

3) Abastecimiento y requerimientos de 4) Calidad del gas de abastecimiento.

demanda.

5) Capacidad de las instalaciones. 6) Grado de automatización.

7) Disponibilidad de líneas. 8) Disponibilidad del sistema.

Las operaciones de tuberías parten del uso de compresores y válvulas de control, para asegurar la
disponibilidad de los volúmenes definidos de la forma más efectiva y eficiente posible para los
usuarios. Generalmente la operación de gasoductos consiste en sistemas de operación y control
de ductos [incluyendo supervisión, control y toma de datos (SCADA) y detección de pérdidas], al
igual que operación y mantenimiento en campo, siendo aplicados a lo largo de toda la industria
de transporte tanto de hidrocarburos líquidos y gases.

El sistema de batch, transporta muchos productos por la misma tubería (entre 75 - 120)
diferentes productos denominados ―commodity (material o producto).
Tabla de rangos de viscosidades de hidrocarburos líquidos transportados en
sistema batch
Viscosidad
(mm2/s) Densidad (kg/m3) Clasificación

100 –350 904 – 940 Crudo pesado

20 – 99 876 – 903 Crudo medio

2 – 19 800 – 875 Crudo liviano

Productos y condensados
0.4 – 1 600 – 799
A 0.3 a 599 NGL

31
 Tabla de composición típica de transporte de gases (14.7 psia y 60 °f)

Component Gas Gas Pesado

e Liviano
CO2 0.0388 5.0199
C1 98.0276 78.4436
C2 0.2523 10.3178
C3 0.0542 3.8692
IC4 0.0171 0.6098
NC4 0.0088 0.7298
IC5 0.0060 0.1699
NC5 0.0022 0.1199
C6 0.0046 0.0599
C7+ 0.0144 0.0299
Nitrógeno 1.5687 0.6198
Hidrógen 0.0053 0.0099
o
Total 100.000 100.000
0 0

Tabla der eespecificaciones típicas de transporte de gas natural

Componen Lím
te ite
Contenido de agua < 95 mg/m3
Dew point < - 10 °C
Temperatura < 49 °C
Gross heating value (GVH) > 36 mi/m3
H 2S < 5 mg/m3
S2 < 50 mg/m3
CO2 < 2 % por volumen, 0.02 ppm
O2 < 4 % por volumen, 0.04 ppm

Se observan las especificaciones que debe cumplir para su respectivo transporte por las
tuberías de gas

32
Características típicas de despacho en un sistema de tubería de gas
En sistemas de transporte de
gas natural por tuberías,
independiente de la industria de
consumo (generación de
energía eléctrica, industrial,
comercial o residencial), los
volúmenes de despacho, pueden
ser manejados en función del
tiempo, las sesiones,
dependiendo el número de
usuarios definidos y de la
disponibilidad de almacenaje.
2.4.2 CONTRATOS Y SERVICIOS
Dependiendo de los acuerdos de transporte de gas en las tuberías, se llega a definir el tipo de
servicios que se proporcionará (fijo, costo por servicio, etc.). En las compañías de servicio de
transporte por tuberías de gas natural, usualmente se manejan, contratos específicos de servicio.
Generalmente, estos contratos contienen los valores de volúmenes máximos a ser transportados.
El acuerdo de transporte, puede también incluir otras cláusulas relacionadas al punto de
recepción, punto de entrega, calidad del gas a ser transportado, términos generales del acuerdo,
etc.
Las compañías encargadas del control y medición del gas en las tuberías, son las responsables en
la administración día a día, de los sistemas de negocio de los usuarios. Su monitoreo y balance de
cada uno de los usuarios, en función del abastecimiento y demanda, son tomados de las bases
diarias de los datos que manejan. Por otro lado, se puede manejar los reportes mensuales sobre
los volúmenes entregados y vendidos. Cada uno de estos servicios auxiliares, de control y
balance, son recargados a los costos totales que deben cancelar los diferentes usuarios.

2.4.3 SISTEMAS DE CONTROL / CONTROL DEL GAS

A través de un sistema de monitoreo a

tiempo real SCADA las compañías de
transporte de gas controlan la
seguridad, confiabilidad Y eficiencia de
la operación que funciona las 24horas,
usualmente manejado en el Centro de

33
 Control de Gas más conocido como Control room

El controlador de gas es el responsable del monitoreo y del control remoto de operaciones de

las estaciones de compresión. Un rol activo, es la toma de decisiones de los parámetros del
proceso, como ajustar la velocidad de funcionamiento de los compresores de acuerdo a los
diferentes requerimientos.

Seguridad e integridad, generalmente significa:

1) Mantener continuamente la seguridad de los empleados y el público en

general.

2) Mantener la integridad física de los elementos del sistema.

3) Operar de manera prudente para los usuarios el sistema en general.

TERMINADO POR: HUANCA LÓPEZ ERICK RONALD

PREPARADO POR: ORTIZ SERRANO CINTHIA LORENA

2.4.3 SISTEMAS DE CONTROL/ CONTROL DEL GAS

Para que las compañías de transporte de gas puedan controlar la eficiencia de la

operación utilizan sistemas de monitoreo a tiempo real con controladores que tienen como

función principal realizar el balance de gas en las tuberías y mantener la estabilidad del

sistema.

34
 En caso de que existan circunstancias que ponen en riesgo todo el sistema de

transporte las compañías toman acciones pertinentes para reducir el riesgo a un nivel

estable y controlado.

La seguridad generalmente significa:

Mantener la seguridad de los empleados y el público en Gral.

Mantener la integridad física de los elementos del sistema.

Operar de manera prudente para los usuarios el sistema en general

El control tiene que responder en circunstancias normales y anormales que puedan

ocurrir en el transporte, requiere de condiciones anticipadas y planeadas en cualquier

situación.

Los problemas del sistema de control constituyen situaciones normales y anormales

como ser:

Perdida de suministro

Cambios en el despacho

Fallas de los compresores

Mantenimiento planificado de tuberías, nuevos elementos, de ductos, compresión,

sistemas de medición.

Emergencias, ruptura de líneas, rupturas y pérdidas.

Coordinación con otras compañías de ductos.

Las decisiones en cuanto al transporte de gas se toman desde el Centro de Control

de Gas, el uso de esta operación está basado en los siguientes factores:

Medio Ambiente
35
 Economía

Opción de manejo remoto

Complejidad del sistema de tuberías y la red de gas

Disponibilidad de personal capacitado

Seguridad

Requerimiento de mantenimiento

El personal debe trabajar 24 horas continuas en donde deben ser capaces de responder

ante los problemas normales y anormales ya sean en operación manual o sistema

automatizado.

2.4.4. SUMINISTRO DE GAS

El suministro de gas consiste entre este y la demanda de los usuarios, con una

diferencia que se acerque a 0.

El centro de control de gas monitorea el flujo de esta manera se realizan los

balances de entrada y de salida y se realizan las comparaciones en tiempo real.

Los usuarios son afectados por la capacidad operativa que tengan empresas de

transporte de gas cuando estas no pueden recibir todo el gas que requieren por ello es

importante mantener el balance de todos los usuarios para evitar las fallas de suministro y

despacho.

La determinación diaria de la energía que requiere cada usuario se realiza de manera

automatizada dependiendo de la red de la compañía de transporte de gas.

El centro de control de gas declara un balance de gas diario previo, los valores de

estos volúmenes usados para el cálculo de gas son:

36
 Cantidad nominal de gas requerido en suministro

Medida estimada más reciente que puede ser modificada por cambios nominales.

Los valores estimados de gas de los productores/despachantes.

El resultado de la telemetría, el cual es convertir el gas en flujo y volumen.

El volumen de la telemetría de una computadora del lugar de operación

La medición final del volumen.

Para tener un resultado más confiable se realiza el re cálculo de los valores de gas,

estos se repiten cada 2 meses en función del volumen que requieran los usuarios.

Los volúmenes son estimados a través de nominaciones y promedios de campo por

tanto los valores del poder calorífico son calculados a partir de dichos datos.

2.4.5 TRABAJOS DE CAMPO

El personal que trabaja directamente en el mantenimiento de las tuberías en los trabajos de

campo incluye:

Operadores que realizan el mantenimiento diario

Técnicos en corrosión que monitorean la protección catódica de las líneas de

transporte

Operarios de campo, para acceder al derecho de vía y sus elementos en caso de ser

necesario

Otro soporte puede incluir:

Especialistas en materiales e ingenieros de tuberías

Ingenieros geotécnicos

Personal encargado del medio ambiente y seguridad del personal

37
El mantenimiento de las tuberías involucra trabajos de rutina en las siguientes áreas:

Instalación de segmentos de tuberías

Tipo de reparaciones de perdidas-permanente temporal

Acceso y mantenimiento del derecho de vía

Reparación en general de las tuberías

Responder a incidentes que puedan presentarse.

2.4.6 DETECCION DE PÉRDIDAS –“LEAK”

Para mantener la seguridad pública y el medio ambiente se debe realizar la detección de

perdidas, esto evitara el escape de gas natural de la tubería.

2.5 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS

La operación de tuberías mediante batch permite el paso de múltiples productos a través de

la misma línea. El batching es la inyección secuencial de líquidos en las tuberías, la cual

depende de los siguientes factores.

Número de productos pasados como batch

Nominaciones/contratos.

Métodos de inyección del batch.

La secuencia (cronograma) y el ciclo del batch.

Tamaño del batch, calidad /nivel de contaminación.

Almacenaje/ capacidad disponible.

Grado de automatización.

En tuberías de líquido, el manejo y el despacho se logran a través de sistemas de

bombeo y almacenaje, estas tuberías son diseñadas para transportar productos simples

38
como el crudo, productos refinados, flujo de vapor a alta presión, agua, bitumen,

condensado o una serie de productos en formas de batch.

El transporte se realiza mediante la inyección de líquido en la tubería seguido de un

separador, luego inyectan el siguiente líquido a la tubería y así sucesivamente. Los

diferentes batches son empujados por el sistema uno tras otro.

En el transporte por batch al incrementar los productos a ser transportados por el

sistema pueden presentarse problemas en el sistema de control de las tuberías, para ello se

espera que todos los productos cumplan requerimientos físicos del sistema y generalmente

que estén libres de agua e impurezas siguiendo ciertas especificaciones

Los productos típicos transportados por tuberías comúnmente son Diésel, Gasolina

(leaded), gasolina (unleaded), Jet A Fuel, Jet B fuel. Kerosene, condensado (sweet) y

condensado (raw), propano, butano, crudo pesado, mediano, liviano etc.

2.5.1 BATCHING

Las principales metas de las operaciones de transporte de líquidos por tuberías son

el costo, la eficiencia y seguridad del transporte de líquidos a los consumidores.

Una interface de batch es la región en la que dos batches se juntan en una tubería y

donde ocurren algunas mezclas de productos, los batches con diferentes densidades y

viscosidades al pasar por las tuberías producen cambios significantes en el flujo y

operaciones de las tuberías.

La densidad, afecta la presión diferencial y el cambio de presión por elevación.

La viscosidad es la mayor causa de la perdida de fricción en las operaciones de las

tuberías.

39
2.5.2 TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS

Son crudos pesados aquellos que tienen una gravedad API menor a 20 y se comporta como

liquido newtoniano, por lo que su viscosidad es altamente sensible a los cambios de

temperatura. Para mejorar el transporte de crudos pesaos se debe incluir las siguientes

posibilidades:

Térmico

Precalentamiento y/o transporte caliente

Línea aislada

Línea sin aislamiento

Calentamiento eléctrico

Mecánico

Envío de rascador a través de línea para reducir depósito de parafinas

Bombeo de crudo a temperaturas superiores al pour point

Química

Dilución de crudo con solventes

Inyección de dispersantes de parafinas

2.6 MEDICIÓN
2.6.1 CONTROL OPERACIONAL
Existen diferentes tipos de estaciones de medición a través de todo el sistema de
ductos, sin embargo, todos manejan cuatro elementos comunes los cuales son:

Control

Limpieza

Medición

Registro

40
2.6.2 ELEMENTOS DE MANTENIMIENTO DE MEDICIÓN

Para asegurarse de la exactitud de las mediciones de cada uno de los elementos de la

estación, estos deben ser inspeccionados y tomados en cuenta.

2.7. ORGANIZACIÓN DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE TUBERIAS

Las tuberías se deben organizar de distintas formas, pero mantienen elementos

comunes y funciones.

Las funciones más importantes de un sistema de ductos son:

Soporte al usuario

Aspectos operacionales

Funciones de mantenimiento

Funciones de soporte general

Los factores más importantes que influyen en la estructura de la organización son:

Infraestructura física

Grado de automatización

Consideraciones geográficas

Usuarios, comunidad, requerimientos regulatorios.

Cantidad de subcontratación.

Una estructura típica de organización necesita:

Responsabilidades regionales para operación y mantenimiento local.

Sistema de control para SCADA y grupo de usuarios.

Soporte técnico el cual es normalmente centralizado

Administración corporativa y grupos de soporte

41
 El mantenimiento y operación de los ductos deben estar establecidos mediante códigos,

estándares y reglamentaciones.

2.8 CÓDIGOS, POLÍTICAS Y PROCEDIMIENTOS.

Dentro de una compañía la operación y el mantenimiento son regidos por códigos

políticas y procedimientos regulados por agencias especializadas. Es muy importante

recalcar el importante conocimiento de los estándares internacionales en el diseño y

operación de un sistema de ducto.

TERMINADO POR: ORTIZ SERRANO CINTHIA LORENA

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