Estranguladores y Otros Capitulo II

APUNTES DE MANEJO LA PRODUCCIN EN SUPERFICIE

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CAPITULO II RREECCOOLLEECCCCIINN DDEE LLAA PPRROODDUUCCCCIINN.. Conocimiento de funciones, diseo, operacin y mantenimiento de instalaciones de

recoleccin de la produccin. 11.1 Instalaciones superficiales en la plataforma de los pozos productores de

aceite y gas. El rbol de vlvulas es un equipo conectado a las tuberas de revestimiento

(ademe) en la parte superior, que a la vez que las sostiene, proporciona un sello

entre ellas y permite controlar la produccin del pozo. Fig. 11.1.

Por lo general el rbol de vlvulas se conecta a la cabeza del pozo; la cual es capaz

de soportar la TR, resistiendo cualquier presin que exista en el pozo.

Anteriormente las presiones de trabajo del equipo estaban normadas por una

asignacin de serie API; por ejemplo, la serie 600, significaba una presin de trabajo

de 2000 lb/pg manomtricas. Actualmente se usa el trmino presin mxima de

trabajo. Como puede verse en la tabla II.1.

TABLA II.1

PRESIN MXIMA DE

TRABAJO PRESIN DE PRUEBA

HIDROSTTICA (lb/pg2) (kg/cm2) (lb/pg2) (kg/cm2 )

SERIE API (OBSOLETA)

960 67.61 1440 101.41 400 2000 140.85 4000 281.69 600 3000 211.27 6000 422.54 900 5000 352.11 10000 704.23 1500

10000 704.23 15000 1056.34 2900 10000*** 704.23 15000 1056.34

15000 1056.34 22500 1584.51

*** Para bridas de tamao especial. Estas presiones de trabajo son aplicables para temperaturas que no excedan de 1210C ( 2500F).


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La presin mxima de trabajo es la presin mxima de operacin a la cual podr

estar sujeto el equipo. La presin de prueba hidrosttica es la presin a cuerpo


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esttico impuesta por el fabricante para disear adecuadamente las pruebas del

material y de condiciones de operacin en la instalacin. El equipo instalado en la plataforma de un pozo productor de aceite es el siguiente:

o Cabezales de tubera de revestimiento (TR) o Colgadores de tubera de revestimiento o Cabezales de tubera de produccin (TP) o Colgadores de tubera de produccin o Vlvula de contrapresin o Adaptador o rbol de vlvulas o Brida adaptadora del cabezal de TP o Vlvulas de seguridad y de tormenta o Conexiones del rbol de vlvulas o Estranguladores

Cabezales de tubera de revestimiento. Son partes de la instalacin que sirven para soportar las tuberas de revestimiento y

proporcionar un sello entre las mismas. Pueden ser cabezal inferior y cabezales

intermedios.

El cabezal inferior, es un alojamiento conectado a la parte superior de la tubera superficial. Est compuesto de una concavidad (nido) para alojar el colgador de

tubera de revestimiento (adecuado para soportar la siguiente TR); una brida supe-

rior para instalar preventores, un cabezal intermedio o un cabezal de tubera de

produccin y una conexin inferior, la cual puede ser una rosca hembra, una rosca

macho o una pieza soldable, para conectarse con la tubera de revestimiento

superficial.

El cabezal intermedio, puede ser tipo carrete o un alojamiento que se conecta a la brida superior del cabezal subyacente y proporciona un medio para soportar la

siguiente tubera de revestimiento y sellar el espacio anular entre esta y la anterior.

Est compuesto de una brida inferior, una o dos salidas laterales y una brida


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superior con una concavidad o nido.

Colgador de tubera de revestimiento, es una herramienta que se asienta en el nido de un cabezal de tubera de revestimiento inferior o intermedio para soportar la

tubera y proporcionar un sello. Entre sta y el nido.

El tamao de un colgador se determina por el dimetro exterior nominal, el cual es

el mismo que el tamao nominal de la brida superior del cabezal donde se aloja. Su

dimetro interior es igual al dimetro exterior nominal de la TR que soportara. Por

ejemplo, un colgador de 8 de dimetro nominal puede soportar tubera de 4 1/2 a 5

1/2 de dimetro nominal.

Cabezal de tubera de produccin, es una pieza tipo carrete o un alojamiento que se instala en la brida superior del cabezal de la ultima TR. Sirve para soportar la TP

y proporcionar un sello entre esta y la tubera de revestimiento. Esta constituido por

una brida inferior, una o dos salidas laterales y una brida superior con una

concavidad o nido.

Colgador de tubera de produccin, se usa para proporcionar un sello entre la TP y el cabezal de la TP. Se coloca alrededor de la tubera de produccin, se introduce

en el nido y puede asegurarse por medio del candado del colgador.

El peso de la tubera puede soportarse temporalmente con el colgador, pero el

soporte permanente se proporciona roscando el extremo de la tubera con la brida

adaptadora que se coloca en la parte superior del cabezal. Entonces el colgador

acta nicamente como sello.

rbol de vlvulas, es un conjunto de conexiones, vlvulas y otros accesorios con el propsito de controlar la produccin y dar acceso a la tubera de produccin. El

elemento que est en contacto con la sarta de la TP es la brida o un bonete. Existen

diferentes diseos, todos tienen la particularidad de que se unen al cabezal de la TP

usando un anillo de metal como sello. Los tipos principales difieren en la conexin

que tienen con la vlvula maestra, la cual puede ser mediante rosca o con brida. Las


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vlvulas del medio rbol se fabrican de acero de alta resistencia. Generalmente son

vlvulas de compuerta o de tapn, bridas o roscables.

La vlvula maestra, es la que controla todo el sistema con capacidad suficiente para soportar las presiones mximas del pozo. Debe ser del tipo de apertura

mxima, con un claro (paso) igual o mayor al dimetro interior de la TP; para

permitir el paso de diferentes herramientas, tales como los empacadores, pistolas

para disparos de produccin, etc. En pozos de alta presin se usan dos vlvulas

maestras conectadas en serie.

A continuacin de la vlvula maestra se encuentra la conexin en cruz que sirve

para bifurcar el flujo a los lados, provista de vlvulas para su operacin. A cada lado

de la conexin estn las vlvulas laterales. Estas pueden ser del tipo de apertura

restringida, con un dimetro nominal un poco menor al de la vlvula maestra, sin

que esto cause una cada de presin apreciable. La vlvula superior (porta manmetro), se localiza en la parte superior y sirve para

controlar el registro de presiones leyndose, cuando sea necesario, la presin de

pozo cerrado y la de flujo a boca de pozo. Asimismo, la vlvula superior sirve para

efectuar operaciones posteriores a la terminacin, tales como: desparafinamiento,

registro de presiones de fondo fluyendo y cerrado, disparos, etc. En operaciones

que no se requiere interrumpir el flujo, se cierra la vlvula y se coloca un lubricador

para trabajar con presin; introduciendo en el cuerpo de ste las herramientas nece-

sarias abriendo la vlvula porta manmetro para permitir su paso.

Las conexiones en rosca de las vlvulas del rbol se usan para presiones mximas

de 345 bares (4,992 lb/pg2), mientras que las conexiones en brida no tienen lmite

en cuanto a presin (recordando que la mxima presin de trabajo establecida por

el API es de 1035 bares (14,796 lb/pg2). Las conexiones se requieren que tengan un

cierre perfecto.

La toma de muestras en el rbol de vlvulas generalmente se encuentra despus

del niple porta estrangulador. Esta consiste en una reduccin (botella) de 2 a 1/2

pulgada, vlvula de compuerta y una boquilla. Es importante que al efectuar la toma


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de muestras la vlvula de 1/2 se abra un lapso moderado con el propsito de

limpiar la trampa que se forma en la reduccin de 2 a 1/2.

En el rbol de vlvulas (navidad) tambin se encuentra el porta-estrangulador,

estrangulador, la vlvula de contrapresin y la vlvula de seguridad.

Vlvula de contrapresin o de retencin (check), se encuentra instalada en el colgador de la tubera de produccin o en el bonete del medio rbol, que sirve para

obturar el agujero en la TP cuando se retira el preventor y se va a colocar el medio

rbol. Una vez que se conecta este ultimo con el cabezal de la TP, la vlvula de

contrapresin puede ser recuperada con un lubricador. Se puede establecer

comunicacin con la TP, si fuese necesario, a travs de la vlvula de contrapresin.

De los diseos actuales, unos se instalan mediante rosca y otros con seguro de

resorte (candado de expansin).

Estranguladores, Los estranguladores, orificios o reductores, no son otra cosa que un estrechamiento

en las tuberas de flujo para restringir el flujo y aplicar una contrapresin al pozo.

Los estranguladores sirven para controlar la presin de los pozos, regulando la

produccin de aceite y gas o para controlar la invasin de agua o arena. En

ocasiones sirve para regular la parafina, ya que reduce los cambios de temperatura;

as mismo ayuda a conservar la energa del yacimiento, asegurando una declinacin

ms lenta de los pozos, aumentando la recuperacin total y la vida fluyente.

El estrangulador se instala en el cabezal del pozo, en un mltiple de distribucin, o

en el fondo de la tubera de produccin.

De acuerdo con el diseo de cada fabricante, los estranguladores presentan ciertas

caractersticas, cuya descripcin la proporcionan en diversos manuales, sin

embargo se pueden clasificar como se indica a continuacin:

Estranguladores Superficiales.


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a) Estrangulador Positivo. Estn diseados de tal forma que los orificios van alojados en un receptculo fijo (porta-estrangulador), del que deben ser extrados

para cambiar su dimetro. Fig. 11.3

Las marcas ms conocidas son: EPN, FIP, Cameron, y los hechizos que se fabrican

en los talleres de mquinas y herramientas.

El uso en la industria es amplio por su bajo costo y fcil aplicacin.

b) Estrangulador ajustable. En este tipo, se puede modificar el dimetro del orificio, sin retirarlo del porta-estrangulador que lo contiene, mediante un dispositivo

mecnico tipo revlver. Fig. 11.2

Una variante de este tipo de estranguladores, es la llamada vlvula de orificio

mltiple. Tiene un principio de operacin bastante sencillo, puesto que el simple

desplazamiento de los orificios del elemento principal equivale a un nuevo dimetro

de orificio, y este desplazamiento se logra con el giro de un mecanismo operado

manual o automticamente y de fcil ajuste.

Dependiendo del tipo de estrangulador, se disponen con extremos roscados o con

bridas y con presiones de trabajo entre 1500 y 15000 lb/pg2. Estranguladores de fondo.


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a) Estranguladores que se alojan en un dispositivo denominado niple de asiento, que va conectado en el fondo de la TP. Estos estranguladores pueden ser

introducidos o recuperados junto con la tubera, o bien manejados con lnea de

acero operada desde la superficie.

b) Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de un mecanismo de anclaje que acta en un cople de la tubera, y que es accionado con lnea de acero.

Flujo Snico a travs de Estranguladores El dimetro requerido del estrangulador para controlar la produccin del pozo,

de acuerdo a las condiciones de operacin del sistema, se puede calcular con

diferentes correlaciones (Gilbert, Ros, Ashford, Omaa, etc.)

Cualquier correlacin que se utilice nicamente es vlida cuando se tienen

condiciones de flujo snico a travs del estrangulador. De otra manera la produccin

del pozo no ser regulada y se caer en una situacin de flujo inestable, en la que

las variaciones de presin corriente abajo del estrangulador se reflejarn en la

formacin productora, provocando fluctuaciones en la produccin. Para flujo snico

el gasto es independiente de la presin corriente abajo del estrangulador.

Para garantizar flujo snico a travs de un estrangulador la relacin de presiones

antes y despus del estrangulador deber cumplir con los siguientes valores:

5283.01

2 pp

donde p1 = presin antes del estrangulador p2 = presin despus del estrangulador O bien la relacin que sugiere Gilbert.

70.012

pp


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Vlvulas de seguridad, estos dispositivos estn diseados para cerrar un pozo en caso de una emergencia. Se pueden clasificar en dos tipos:

a) Auto controladas. Este tipo de vlvula va colocada entre la vlvula lateral y el porta-estrangulador. Se accionan cuando se tienen cambios en la presin,

temperatura o velocidad en el sistema de flujo.

Se usa para cerrar el pozo automticamente cuando la presin en la tubera de

escurrimiento decrece o se incrementa hasta ciertos limites, por ejemplo; cuando

falla la tubera (fuga) o cuando se represiona. El lmite superior es comnmente 10%

arriba de la presin normal de flujo, y el lmite inferior es de 10 a 15% abajo de dicha

presin.

b) Controladas desde la superficie. Se les da el nombre de vlvulas de tormenta y se usan generalmente en pozos marinos donde el control es ms difcil y en zonas donde el mal tiempo es frecuente. Este tipo de dispositivo se instala en

la tubera de produccin; la vlvula de tormenta se encuentra abierta cuando el pozo

est operando normalmente y se cierra cuando existe algn dao en el equipo

superficial de produccin, cuando el pozo permite un gasto mayor a un cierto valor

predeterminado o la presin de la TP cae por debajo de cierto valor. Originalmente

las vlvulas de tormenta fueron usadas en localizaciones marinas o lugares muy

alejados, pero es recomendable su uso en cualquier situacin donde hay

posibilidades de que el rbol de vlvulas sufra algn dao. Existen diferentes tipos

de vlvula de tormenta. Todas pueden ser colocadas y recuperadas con lnea de

acero. Algunas pueden ser asentadas en niples especiales y otras se adhieren a la

TP mediante cuas en cualquier punto. Algunos modelos cierran cuando la presin

del pozo excede a cierto valor y otros cuando la presin se encuentra por debajo de

un valor determinado. Dentro de este ltimo tipo se ubica la vlvula de tormenta

OTISH; misma que puede usarse bajo presiones mayores de 700 bares (10,129

lb/pg2). Este tipo de vlvula se llama vlvula de tormenta de control directo, porque

la presin o el gradiente de presin del medio que la rodea es la que controla el

cierre de la misma. Adems se requiere del uso de una vlvula controlada desde la

superficie que mantenga represionada a la cmara, la presin se transmite por una

tubera de dimetro reducido que se encuentra en el exterior de la T.P.


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Adaptador, es una herramienta usada para unir conexiones de diferentes dimensiones. Puede conectar dos bridas de diferente tamao o una brida con una

pieza roscada. Fig.II.4.

Brida adaptadora del cabezal de tubera de produccin. Es una brida intermedia que sirve para conectar la brida superior del cabezal de TP

con la vlvula maestra y proporcionar un soporte a la TP. Fig. 11.5. Vlvulas En el rbol de vlvulas se usa vlvulas API fabricadas con una aleacin de acero de

alta resistencia. Las vlvulas ASA por ser construidas con aceros al carbn no se

usan en los pozos. Normalmente se usan vlvulas de compuerta de paso completo.

Las vlvulas son elementos que sirven para permitir o restringir el paso de un fluido.

Existen varios tipos de vlvulas:

1.- Vlvula de compuerta. 2.- Vlvula de globo. 3.- Vlvula macho. 4.- Vlvula de retencin (check). 5.- Vlvula de control. 6.- Vlvula de seguridad.

1.- VLVULA DE COMPUERTA.


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Normalmente trabaja toda abierta o toda cerrada. Su rea de paso es del mismo

dimetro del rea de la tubera. No debe usarse estrangulada, pues no sirve para

regular el paso del fluido.

Se usa en lneas de succin y descarga de bombas as como en lneas de descarga

de pozos; como vlvula de bloqueo. Son operadas manual y elctricamente, ya sea

por medio de un volante o motor elctrico, que actan sobre un vstago que levanta

la compuerta. Este tipo de vlvulas no tienen sentido de entrada o de salida,

cualquiera de sus lados sirven para los dos propsitos. Fig. 11.6

* De la vlvula 2 a la 6 son utilizadas principalmente en el manejo de la

produccin en superficie.

2.- VLVULA DE GLOBO.

Se llaman as por la apariencia de su cuerpo; su caracterstica es que tiene una

apertura u orificio por donde pasa el flujo, siendo esta apertura perpendicular al

sentido del flujo. Por tal razn este tipo de vlvulas debe ser usada en un solo

sentido. Para su instalacin se requiere que la presin mayor este bajo la apertura

del orificio.

Se usan para estrangular o controlar un flujo determinado. Fig 11.7.


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3. - VLVULA MACHO. Tambin se le llama de tapn. Consta de un cilindro o tanque perforado de lado a

lado, formando un canal en el cuerpo del cilindro. Cuando este canal est en el

mismo sentido del flujo, permite su paso, en caso contrario es decir dando una

vuelta de 90, se opone la cara slida del cilindro y obstruye el flujo.

Este cilindro se acciona exteriormente por medio de un maneral o por medio de un

volante acoplado a un sistema de engranes, que actan sobre el vstago unido al

cilindro.

Este tipo de vlvula se usa principalmente en sistemas donde se trabaja con

productos ligeros, gases y gasolinas. Por su construccin son de cierre rpido ya

que necesitan girar solo 9O0 para abrir o cerrar. Es necesaria una lubricacin

constante y adecuada .Fig. 11.8.


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4.- VLVULA DE RETENCION. La vlvula de retencin ms conocida como check, tiene como caracterstica

general permitir el paso del flujo en un solo sentido y evitar que ste regrese. Para

este fin cuenta con una apertura que puede ser obstruida por medio de un disco,

una placa o una esfera metlica.

Como se puede notar este tipo de vlvula se debe colocar en el sentido correcto y

para evitar confusiones cuenta con una marca en el sentido del flujo .Fig. 11.9

Se usan en la descarga de bombas. Si la bomba se para, evita que regrese el fluido

de la lnea de descarga a la bomba. El tipo a) Charnela o lengeta y b) Horizontal, operan solamente en posicin horizontal, no as el tipo c) De bola, que trabaja adecuadamente en posicin vertical, nunca horizontal.


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5. - VLVULA DE CONTROL. Son vlvulas de construccin especial, usadas para controlar las variables del

proceso de produccin, como son presin, temperatura, nivel de fluidos y flujo en

forma automtica.

Estas vlvulas pueden ser operadas por medio de una seal, resorte o contrapeso.

Fig. 11.10.

a) Las de seal son operadas al admitir aire de un instrumento de control al diafragma de la vlvula; as abre o cierra la vlvula.

b) La vlvula operada por resorte abre cuando la presin en la parte inferior de la vlvula es mayor que la fuerza del resorte, en caso contrario cierra.

c) La vlvula operada por contrapesos emplea en lugar de resorte un contrapeso.


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6. - VLVULA DE SEGURIDAD. Las vlvulas de relevo o seguridad son utilizadas para la proteccin del

personal y equipo. Estn construidas para abrir a una presin calibrada

especficamente y cerrar por medio de un resorte cuando disminuye la presin por

debajo del ajuste. Fig. 11.11.


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1111..22.. TTUUBBEERRAASS DDEE RREECCOOLLEECCCCIINN DDEE AACCEEIITTEE YY GGAASS..

TUBERAS DE ACERO: Las tuberas de acero usadas en el transporte de aceite y gas son predominantemente tuberas sin costura o tuberas de soldadura en espiral.

Las tuberas soldadas axialmente pueden ser, soldadas por arco elctrico,

resistencia elctrica y las de soldadura por arco sumergido (son menos utilizadas)

El dimetro nominal en pulgadas es igual al dimetro exterior de la tubera. La

tolerancia para el dimetro exterior, vara de acuerdo al modo de fabricacin y al

dimetro de la tubera. La tolerancia mxima admisible es de +1%. La tolerancia

para el espesor de pared, asimismo depende de la medida de la tubera y tipo de

fabricacin. Las tolerancias mximas admisibles son de +20 y -12.5%.

Una tubera de dimetro interior dado y rango de presin ser ms barata entre

menor sea el espesor de pared de la misma. Esto requiere de aceros que resistan

grandes esfuerzos.

Los costos especficos en el transporte tanto de aceite como de gas disminuyen

cuando la capacidad de manejo aumenta, esto se logra si el aceite y el gas se

transportan en tuberas de dimetro ptimo, para una capacidad dada. Las tuberas

de gran dimetro son usualmente ms baratas de construir usando la tcnica de

soldadura en espiral (sin costura). Esta tecnologa permite dar a una tubera el

menor espesor de pared que el dado para tuberas de soldadura axial (con costura).

Tambin los rangos de operacin de las tuberas sin costura son mayores a las

tuberas con costura del mismo dimetro y espesor de pared. Las tuberas de acero

sin costura pueden ser hechas de cualquier grado de acero.

El rango de requerimientos, a los que se someten los aceros de las tuberas, han

sido ltimamente extendidos considerablemente por el hecho de que, da a da ha

ido en aumento el nmero de pozos de aceite y gas que se perforan en climas

rticos. Las bajas temperaturas ah existentes reducen substancialmente la

ductibilidad del acero de las tuberas. Un parmetro que permite evaluar el esfuerzo

del acero, es antes que todo, la temperatura crtica de transicin o de cristalizacin,


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establecida por la prueba de flexin sin que exista ningn dao en el acero. La

adicin de manganeso (Mg) arriba del 2% incrementa el esfuerzo de cedencia del

acero y disminuye su temperatura de transicin.

Una adicin de 0.05% de aluminio (Al) aumenta el esfuerzo de cedencia, y

disminuye substancialmente la temperatura de transicin. Por tal razn tuberas

usadas en climas fros, contienen pequeas cantidades de aluminio.

TUBERAS DE ALUMINIO: Fue en los aos sesentas cuando comenzaron a

reconocerse dos ventajas de la tubera de aleacin de aluminio (alloyed aluminium

pipe) en el transporte de aceite y gas.

Las ventajas incluyen un menor peso unitario y una mayor facilidad en su manejo y

transporte, mayor resistencia a las impurezas, manejo menos cuidadoso y mejor

adaptabilidad a los cambios de temperatura, facilidad de soldado, y de tendido en

terrenos inclinados debido a que poseen mayor flexibilidad.

La capa de xido que se forma en la superficie de aluminio es ms resistente a la

corrosin. No es corrodo por el cido sulfhdrico, lo que lo hace preferible cuando el

aceite o el gas contienen (H2S) y va ha ser transportado. No es atacado por el agua

salada, lo que lo hace una opcin natural para lneas de conduccin submarinas en

pozos marinos.

Las tuberas de aluminio no son muy usadas, debido principalmente a que los

esfuerzos de tensin y cedencia de la aleacin del aluminio, disponibles para la

Industria Petrolera, son menores a los del acero para tuberas, posiblemente porque

sus ventajas no son muy conocidas.

11.3 Mltiples de recoleccin de aceite, gas y estaciones de regulacin de gas. El sistema de tuberas, bombas, tanques, vlvulas y otro equipo adicional por medio

del cual se transporta el aceite y se controla el flujo desde los pozos hasta un punto

principal de almacenamiento o distribucin, se llama sistema de recoleccin o sistema colector. Se pueden reducir costos con un buen diseo del sistema de


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recoleccin, con la debida atencin a la distribucin de las tuberas y la localizacin

de los tanques, para obtener una ventaja mxima del flujo por gravedad, con un

consumo mnimo de energa para bombeo y mnima prdida en el manejo del

aceite. La topografa del terreno no solo tiene mucho que ver con la disposicin del sistema

de recoleccin, sino que influye en la seleccin del sitio para la planta

deshidratadora, centro de almacenamiento o punto de distribucin con los que se

debe conectar, Por lo cual es necesario contar con un plano topogrfico de la

localidad.

Frecuentemente el punto de distribucin lo determina la localizacin de instalaciones

de embarque previamente construidas. Comnmente, el sistema de recoleccin va

creciendo a medida que se van ampliando las operaciones de perforacin y even-

tualmente parece mal diseado o inadecuado para las necesidades de la

localizacin al aproximarse a su desarrollo completo, necesitando tal vez costosos

reacondicionamientos o duplicacin de lneas. Puesto que un campo es

generalmente un rea probada, perforando primero pozos en los lmites, pronto

quedar rodeado por una lnea de recoleccin principal con ramales que se

extienden a los tanques de almacenamiento.

Las lneas colectoras deben enterrarse o aislarse adecuadamente para evitar

variaciones de temperatura, cambios diarios de temperatura hasta de ms de 27.5

C pueden ocurrir en lneas superficiales no protegidas, mientras que en las lneas

enterradas 1.20 m abajo de la superficie de la tierra, la variacin de temperatura

puede reducirse a slo 0.55 C. Las tuberas de recoleccin deben tenderse con un gradiente tan uniforme como

sea posible, evitando irregularidades de declive que pueden producir cadas de

presin y dejar aceite atrapado en los puntos bajos y gas en los puntos altos.

Cuando las tuberas cruzan caminos o carreteras transitados por vehculos pesados,

deben enterrarse profundamente para evitar aplastamiento, doblez o vibracin

indebida que podra aflojar juntas y ocasionar fugas


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Se insertan en las lneas, vlvulas de retencin siempre que sea necesario para

evitar flujo en sentido inverso. Las lneas colectoras son conectadas a una tubera

mltiple adecuada con vlvulas y accesorios que permitan dirigir la entrega del

aceite a cualquier tanque colector en el sistema de almacenamiento.

En circunstancias en las que no se pueda aprovechar la fuerza de gravedad para

transportar el aceite a travs del sistema de recoleccin se deben utilizar bombas.

Como es necesario un sistema de recoleccin de aceite, as tambin es necesario

un sistema de recoleccin de gas para transportarlo ya sea de los pozos o de los

separadores a la planta de extraccin de componentes ligeros o a la planta de

compresoras donde es comprimido para su transmisin a gasoductos o para

reinyeccin dentro de los pozos de bombeo neumtico, o maquinas de gas como

combustible para accionar equipo de bombeo o generadores de energa. Para este

objeto, se usan tuberas de tamao apropiado, diseadas para tener capacidad para

el volumen de gas que se va a transportar a la presin deseada. Estratgicamente

situadas las lneas principales de gas, comunicadas entre s, se extienden a

diferentes porciones del campo, y ramales de menor dimetro conectan stas con

cada pozo.

Al planear la disposicin de los sistemas de recoleccin y distribucin de gas ser

conveniente disponer de un plano topogrfico de la localizacin. Este plano sugerir

rutas que pueden seguir convenientemente las lneas troncales de recoleccin de

gas y por los ramales que conectan a estas con los separadores. La economa en

costo inicial y costo de operacin requiere que las lneas colectoras sean lo ms

cortas posibles. Se debe buscar un balance econmico entre el costo de instalacin

y el de operacin del sistema de recoleccin de gas. Las lneas de mayor dimetro

son de mayor costo en inversin inicial, pero transportan gas con menores prdidas

de presin que las lneas de menor dimetro y, por lo tanto, son ms satisfactorias

desde el punto de vista de operacin. Los dimetros de tubera que puedan usarse

dependen de la presin mantenida en los separadores, la presin de entrega

necesaria y la cada de presin permitida.


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La disposicin de un sistema de recoleccin de gas puede proyectarse arreglando

las lneas principales y ramales como el tronco, las ramas y ramales de un rbol, o

puede usarse el sistema de anillo, como se muestra en la Fig. II.12.* Las lneas

principales forman un circuito en el rea donde se recolecta el gas, extendindose

los ramales de este anillo a cada fuente de suministro de gas. Con frecuencia, el

sistema de anillo es ms costoso de instalar por la mayor longitud de la tubera de

mayor dimetro necesario; pero es ms flexible y eficiente desde el punto de vista

de operacin. Como existen dos direcciones posibles del flujo al punto de entrega,

una parte del anillo puede aislarse para reparacin o ampliacin, sin interferir con el

flujo a travs del resto del sistema. Cuando se practica la separacin por etapas, o cuando el gas producido por varios

pozos difiere marcadamente en su presin, puede ser necesario o conveniente

construir y operar dos o ms sistemas de recoleccin de gas operando a diferentes

presiones.

Cuando cada pozo produce grandes cantidades de gas y se mantienen registros

adecuados de produccin, es necesario proporcionar un medidor y regulador de

presin en la conexin lateral a cada pozo. Los medidores de orificio son los

equipos preferidos para este servicio, mientras que el regulador de presin,

colocado corriente abajo del medidor, puede ser del tipo de diafragma flotante o de

resorte con pesas. Ver Figs. 11.13 y 11.14. El regulador de presin mantiene una

presin adecuada contra el separador, y el pozo permite una operacin ms

confiable del medidor. Tambin se encuentra instalada una vlvula de seguridad

entre el regulador de presin y el medidor, para proteger a este ltimo, de presin

excesiva en el caso de que falle la operacin del regulador. El gas descargado del

sistema, en esos casos, debe conducirse a un quemador que tenga una elevacin

adecuada y a una distancia segura de los tanques, pozos y separadores, antes de

descargarlo a la atmsfera. Las vlvulas de seguridad de presin diferencial, estn

diseadas para descargar automticamente el gas a la atmsfera, siempre que la

diferencia de presin entre los lados opuestos del medidor, exceda cierta cantidad

para la cual est ajustado el dispositivo.2


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11.4 Problemas ocasionados por arena, asfltenos, corrosin, parafina,

hidratos de hidrocarburos e incrustaciones (sales). Es un hecho que la presencia de materiales contaminantes asociados a la

produccin industrial de aceite y gas provocan una serie de problemas en las

operaciones de explotacin del petrleo, su efecto daino ha sido reconocido

desde los inicios de la Industria Petrolera.

Estos problemas son ocasionados principalmente por arena, asfltenos, corrosin,

parafina, hidratos de hidrocarburos e incrustaciones (sales).

11.4.1 Arena. El movimiento de arena proveniente de formaciones no consolidadas en pozos

productores de aceite o gas, ocasiona problemas tanto econmicos como de

riesgos en las instalaciones, por ejemplo:

a) Interrupcin en la produccin, ocasionada por taponamiento en la tubera de produccin, en ocasiones, en la tubera de revestimiento, en las lneas de

escurrimiento, separadores, etc.

En un pozo con entrada de arena se forman tapones en las tuberas, que

obstruyen el flujo ya que las formaciones arenosas contienen cantidades

considerables de arcilla y limo que al reacomodarse con las partculas de arena

forman tapones impermeables.

b) Se incrementan los esfuerzos de sobrecarga de las formaciones ocasionando colapsamiento en las tuberas de revestimiento.

Las tuberas de revestimiento en el intervalo de produccin son sometidas a

acortamientos provocados por la compactacin del yacimiento al estar este

conformado por una formacin no consolidada. El acortamiento de las tuberas es

una de formacin plstica debida a que las cargas axiales provocadas por las

arenas exceden el lmite elstico del acero, tales cargas pueden provocar severas

deformaciones.

25


c) El equipo subsuperficial y superficial es daado por erosin de la arena. Las tuberas que se encuentran enfrente de los intervalos de produccin, son

frecuentemente erosionadas en forma severa por la entrada de la arena con los

fluidos. Grandes cavidades s llegan a formar en los cedazos o tubos cortos

(liners) ranurados.

Ocasionalmente la produccin viene acompaada de fragmentos de cemento y de

formacin lo cual indica erosin excesiva en la tubera de revestimiento.

La erosin esta en funcin de varios factores, como:

Distribucin de las fases

Presencia de burbujas de gas

Distribucin y caractersticas de los slidos (velocidad y ngulo de

incidencia).

La erosin afecta principalmente a las secciones donde existen cambios de

dimetro o direccin, por ejemplo: codos, vlvulas, estranguladores, etc.

Daos personales, contaminacin y destruccin tambin son consecuencia de la

erosin del equipo superficial.

d) En la superficie se requiere de dispositivos especiales que eliminen la arena del aceite producido, tales como los separadores ciclnicos. Este tipo de

separadores consiste de un recipiente en forma de cono invertido, el cual esta

provisto de una entrada tangencial para la mezcla de hidrocarburos. Las partculas

de arena en la corriente de hidrocarburos son precipitadas por accin de la fuerza

centrfuga hacia abajo donde son recolectadas. Y descargadas a travs de la

salida que se localiza en la parte inferior del recipiente. La mezcla libre de

impurezas sale tangencialmente para continuar su trayecto hacia las centrales de

recoleccin (batera).

Otra razn para evitar la produccin de arena es eliminar o minimizar los costos

por problemas de manejo y/o depositacin, particularmente en los equipos

26


superficiales. Remover los slidos facilita el manejo y evita la formacin de

tapones de arena, ayudando con ello a cumplir con las reglamentaciones de

contenido de impurezas para la venta de hidrocarburos.

11.4.2 Asfltenos.

Un alto porcentaje de aceites crudos poseen sustancias asflticas en forma

coloidal. Estas originan problemas como: taponamiento de los poros de la

formacin, obturamiento de lneas de descarga, dao a las instalaciones de

produccin, formacin de emulsiones, etc. De un anlisis microscpico se

determin que el material asfltico est formado por partculas esfricas cuyo

dimetro va de 30 a 60 amstrong

El material asfltico est constituido esencialmente de:

o Resinas neutras.- Hidrocarburos aromticos de alto peso molecular. o Asfltenos.- Sustancias slidas no cristalinas, solubles en benceno y bisulfuro de carbono, pero no en destilados del petrleo.

o cidos asfaltognicos.- Sustancias solubles en benceno y soluciones alcalinas.

Los dos primeros constituyentes son los que se encuentran en mayor proporcin.

Del anlisis de una acumulacin de material asfltico se distingue que el centro

est formado de sustancias de alto peso molecular y de naturaleza aromtica,

mientras que los constituyentes ligeros se encuentran en mayor proporcin, a

medida que se alejan del centro, hasta llegar a componentes plenamente

alifticos. De aqu que no exista una interfase definida.

La precipitacin de material asfltico ocurre cuando se rompe el equilibrio de la

suspensin. Existe una teora que explica la existencia de suspensiones estables

debido a fenmenos elctricos basados en la carga elctrica del material. La

depositacin de material asfltico puede lograrse por electrodepositacin o

mediante la generacin de potenciales de corriente.

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Causas y mecanismos de precipitacin de material asfltico Los mecanismos de precipitacin de material asfltico no estn del todo

estudiados. De los trabajos realizados se han distinguido los siguientes factores

como responsables de la precipitacin: empleo de solventes (isoctano, isohexano,

pentano normal y acetona), cambio en la presin y temperatura, segregacin

gravitacional, electrodepositacin y potenciales de corriente.

Segregacin gravitacional.- Debido al tamao de las partculas ( 30-65 A ) es

necesario emplear mtodos de ultracentrifugacin, cuya fuerza centrfuga es

equivalente a 80 000 veces la aceleracin gravitacional. Se estima una densidad

promedio de 1.22 gr/cc. El asentamiento por gravedad puede presentarse debido

a la diferencia de densidades entre el crudo y el material asfltico.

Electrodepositacin.- Las partculas asflticas poseen una carga negativa. Debido al flujo del aceite en medios capilares se genera una diferencia de

potencial entre ste y la pared del conducto y las partculas asflticas son atradas

hacia la pared.

Potencial de corriente.- Este fenmeno se debe al movimiento de las fases en el medio poroso, las partculas s precipitan por la neutralizacin de su carga.

Problemas ocasionados por material asfltico y mtodos de control.

a) Formacin de lodo asfltico durante una estimulacin con cido. La reaccin qumica de los asfltenos con el cido puede generar una

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sustancia viscosa y pesada que obtura el medio poroso. Experimentalmente se ha

observado que al agitar vigorosamente cido clorhdrico con aceite crudo, se

presenta una capa viscosa en la interfase, si esa capa persiste an despus de

incrementar la temperatura y centrifugar, se trata de lodo asfltico. La cantidad de

este lodo depende del tiempo de contacto entre el cido y el crudo.

Una vez que el lodo asfltico se ha formado es muy difcil lograr su

desintegracin, por esta razn es ms recomendable evitar su formacin que

resolver el problema.

Se han desarrollado diferentes tcnicas con el fin de evitar la formacin de lodo

asfltico:

1) Emulsiones de cido con solventes aromticos

2) Empleo de agentes estabilizadores que forman una barrera qumica entre

las partculas asflticas y el cido.

b) Depositacin de sustancias asflticas en el equipo de produccin. Cuando el material asfltico se deposita y es difcil realizar un tratamiento, el

problema se agudiza. El depsito puede ser removido empleando solventes como

cloroformo, bisulfuro carbnico, xileno, benceno y aromticos pesados.

c) Influencia de la presencia de material asfltico en la formacin de emulsiones. Mientras mayor es la cantidad de material coloidal presente en las emulsiones,

stas se vuelven ms estables. Cuando la fase acuosa tiene un pH menor a 8 la

pelcula interfacial se presenta como una membrana rgida e irreversible que rodea

a la gota de agua. La presencia de una emulsin estable en las vecindades del

pozo produce un bloqueo de los fluidos del yacimiento hacia el pozo que puede

llegar a ser total. Por otra parte los costos de operacin se incrementan debido a

la necesidad de dispositivos para la separacin de agua y aceite.

d) Efecto del material asfltico en la recuperacin de aceite del yacimiento.

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Debido a la presencia de material asfltico en los fluidos del yacimiento y si ste

es productor por empuje de agua, se ha observado la formacin de una pelcula

que altera la tensin interfacial entre el aceite y el agua. Una vez formada la

pelcula el proceso es irreversible. Debido a esto la efectividad del empuje

disminuye lo mismo que la cantidad de fluidos que la formacin aporta. Adems

pueden presentarse las corrientes de fuga y favorecer la depositacin de material

asfltico taponando los pequeos conductos y restringiendo aun ms, la

produccin.

11.4.3. Corrosin.

La corrosin es la destruccin del metal por accin qumica directa o

electroqumica. La presencia de agua produce un fenmeno electroqumico.

La constitucin del metal y el agente al que est expuesto determinan la tendencia

de la reaccin y su velocidad est condicionada por los subproductos de sta.

La presencia de impurezas, como calcio, magnesio, slice, etc: Condicionan la

consistencia de la capa que va recubriendo la superficie de metal. Si la capa es

deleznable el ritmo de corrosin aumenta, pero si es densa y uniforme se forma

una barrera que reduce considerablemente la velocidad de reaccin.

La composicin del metal y la del agente condicionan la diferencia de potencial, lo

cual acelera la corrosin debido al movimiento de partculas. La corriente de

partculas va del metal ms susceptible a corrosin al menos. Del primero se

desprenden los iones de hidrgeno y en el segundo entran en solucin los iones

metlicos. El nodo es el metal que disuelve y el ctodo es el que proporciona los

iones de hidrgeno.

Un factor esencial para que la corrosin se lleve a cabo es la presencia de

30


oxigeno. La corrosin raramente es uniforme en toda la superficie del metal.

Mientras menor sea el rea andica, respecto a la catdica es mayor la velocidad

de desarrollo de la corrosin. Otros factores son: la temperatura, la presencia de

organismos (bacterias anaerbicas), la oxigenacin del medio y su movimiento, la

presencia de sales, etc.

Los gastos originados por la corrosin, llegan a ser cuantiosos, pues adems de la

necesidad de reemplazar la pieza daada, dado que la corrosin debilita la

resistencia mecnica del material, se corre el riesgo de fugas y roturas que ponen

en peligro a la instalacin y ms an la vida del personal que labora en sta.

Siempre es ms recomendable prevenir el problema a solucionarlo. De hecho la

corrosin es un problema integral que se puede presentar en toda instalacin en

que se manejan fluidos corrosivos, como es el caso de algunos componentes

asociados a los hidrocarburos.

Adems de que el metal est expuesto a la corrosin debe tenerse en mente que

tambin est sujeto a esfuerzos y en ocasiones a alta temperatura.

Cuando se ha detectado la posibilidad de corrosin en el sistema es

recomendable identificar el lugar exacto donde sta puede presentarse, medir su

magnitud, calcular las prdidas que se han originado y su costo futuro. Para esto

existen diversos mtodos:

El mtodo estadstico se basa en la historia del pozo, cuantas intervenciones se

han realizado, la observacin directa de las instalaciones (rbol de vlvulas,

estrangulador, lneas, etc.). Cualquier operacin en la cual la instalacin quede

fuera de servicio debe aprovecharse y observar si existe corrosin. Sin embargo el

hecho de no encontrar corrosin en las instalaciones superficiales no asegura la

ausencia de sta en el equipo subsuperficial.

La prueba de placa testigo, consiste en introducir al pozo, una placa de metal,

previamente pesada, y dejarla expuesta a los fluidos. En un tiempo de 15 a 20

31


das la placa es retirada del pozo se limpia y se pesa. La diferencia en peso da la

prdida de metal debida a la corrosin. Los resultados se reportan en pulgadas

de penetracin por ao (IPY), que es el resultado de dividir el peso del metal

perdido, en libras, entre el producto de la densidad del mismo dada en lb/pg3, por

el rea del cupn en pg2, y por el tiempo de exposicin dado en aos.

El corrosimetro consiste en exponer un alambre a los fluidos del pozo y medir su

resistencia elctrica; es decir, la corrosin ir destruyendo el alambre y el rea

transversal disponible al flujo de electrones disminuye por lo tanto s presenta un

incremento en su resistencia, esta es medida y de acuerdo a calibraciones

previamente realizadas se estima el ritmo de corrosin. Este mtodo permite

estimaciones ms exactas.

La calibracin de la tubera, es otra forma para estimar la corrosin, la tubera se

calibra cada cierto tiempo, la presencia de corrosin o algn asentamiento o

incrustacin s manifiesta con variacin en el dimetro interno.

El anlisis qumico de los fluidos del pozo permite detectar cualquier aumento en

el contenido del fierro. Esto indica que la tubera esta perdiendo metal y por tanto

la presencia de corrosin.

El cido sulfrico y el bixido de carbono, este ltimo disuelto en agua forma el

cido carbnico, son dos agentes corrosivos asociados a la produccin de gas de

formacin.

En la Industria Petrolera se han detectado condiciones que favorecen la corrosin:

1) Profundidades mayores a 1500 m. 2) Temperatura superior a 700C

3) Presin mayor a 100 Kg/cm2 4) Produccin de gas superior a 2 MMPCD*

32


5) Presin parcial de CO2 superior a 30 lb/pg2 6) pH del agua producida menor a 5.5

Identificada la presencia de corrosin debe seleccionarse cuidadosamente el

mtodo que la controle o inhiba. No existe una tcnica o agente que pudiera

considerarse como de uso universal.

* MMPCD Millones de pies cbicos por da. 11.4.4 Parafinas. La parafina es un material invariablemente asociado a la produccin de

hidrocarburos lquidos. La parafina la constituyen cadenas de hidrocarburos cuya

frmula qumica condensada es: Cn H2n+2 En el campo la parafina es un material ceroso, originalmente en solucin dentro del aceite, de alto peso molecular, cuyo

numero de carbones varia de 20-50 y ocasionan mltiples problemas. La parafina

es soluble en la mayora de los derivados lquidos del petrleo.

Los principales mecanismos a los que se atribuye la depositacin de parafina, son:

1) Diferencia de temperatura entre el crudo y la superficie con la que esta en

contacto. 2) Cantidad de slidos en la corriente de fluidos. 3) Rugosidad de la tubera. 4) Velocidad de los fluidos. 5) Liberacin de fracciones ligeras. La depositacin de parafina es un problema integral, ya que se puede presentar

en cualquier parte, desde el yacimiento hasta las instalaciones superficiales de

almacenamiento.

Durante el flujo de fluido del yacimiento hacia el pozo y ya que esto se realiza en

un medio poroso y permeable, adems en flujo multifsico, las paredes del medio

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adquieren un potencial positivo mientras que la parafina uno negativo, esto

provoca que la parafina se adhiera a la pared y obstruya el flujo. Cuando los fluidos salen del yacimiento y entran al pozo hay un cambio brusco en

la presin, de manera que la mezcla, por el gas libre y el contenido en solucin

sufre un cambio repentino en volumen que debido al efecto Joule-Thompson

genera un abatimiento en la temperatura lo que favorece la depositacin de la

parafina en la cara de la formacin.

Cuando los fluidos de la formacin llegan al pozo la presin, temperatura y

composicin de la mezcla varan a lo largo de la tubera de produccin (TP).

Estos cambios provocan la liberacin de fracciones ligeras que originalmente

mantienen en solucin a la parafina. Adems la rugosidad de la superficie atrapa

las partculas de cera. Ya que la temperatura es el principal factor en la formacin

y depositacin de los cristales de cera y como la superficie de contacto tiene una

menor temperatura que la del aceite, la parafina tiende a moverse hacia esos lu-

gares obturando el rea efectiva al flujo depositndose en vlvulas, varillas y TP.

Una vez que la mezcla de hidrocarburos llega a la superficie, nuevamente es la

temperatura, entre otros factores, la que condiciona el ritmo de depositacin. El

gradiente de temperatura a lo largo de la tubera de escurrimiento demuestra que

la mayor variacin de temperatura se lleva a cabo en las vecindades del cabezal

del pozo lo que origina que la mayor depositacin se presente en ese lugar. Esto

ocasiona reduccin del rea de flujo; reclama una mayor presin para mover al

fluido y contrapresin hacia la cabeza del pozo.

Cuando finalmente la mezcla llega a la batera de separacin en el separador se

separan las fracciones ligeras con el resultado ya descrito. En los tanques de

almacenamiento debido a la ausencia de movimiento el crecimiento del depsito

de parafina puede desarrollarse con facilidad. A la fecha han sido muchos los

mtodos y tcnicas desarrolladas para el control de la parafina. En trminos

generales se distinguen dos clases:

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a) Mtodos correctivos.- La aplicacin de estos mtodos tiene por objetivo retirar el depsito. El retiro del depsito se logra de diversas formas, empleando

raspadores de tubera, diablos, tratamientos con fluidos a alta temperatura, etc.

b) Mtodos preventivos.- El propsito de estos mtodos es impedir la formacin y depositacin de material parafnico. Con este objetivo han sido

desarrollados diferentes mtodos. Uno de ellos consiste en soldar un alambre a la

tubera o instalacin que se desea proteger, por el alambre se hace pasar una

corriente elctrica de manera que sta debido a la resistividad del alambre, hace

que ste se caliente y el calor sea transferido a la instalacin manteniendo la

temperatura de sta superior a la cual los cristales de cera comienzan a

precipitarse.

Se ha probado el empleo de recubrimientos del interior de la tubera con

materiales poco afinos a la parafina, sin embargo los resultados no han sido

satisfactorios. El mtodo que pudiera considerarse como el ms completo es el

empleo de inhibidores y modificadores del hbito de cristalizacin de la cera. .

11.4.5 Hidratos de hidrocarburos.

Bajo ciertas condiciones de presin y temperatura, algunos componentes del gas natural se combinan con vapor de agua para formar hidratos de hidrocarburos. Estos hidratos tienen composicin qumica y propiedades fsicas definidas. Generalmente tienen el aspecto de nieve o hielo y pueden acumularse en cantidades que provoquen dificultades cuando la presin se reduce en las instalaciones de recoleccin superficiales, a menos que el agua requerida para su formacin se elimine o mantenga la. temperatura arriba de la temperatura crtica a la que se forman. Esta es, con frecuencia, bastante arriba del punto de congelacin del agua. El metano, etano, propano e isobutano pueden formar hidratos en condiciones

apropiadas de temperatura y presin en presencia de vapor de agua, que

generalmente se encuentra en el gas natural tal como fluye de la cabeza del pozo.

35


Existen 2 procedimientos comnmente utilizados para predecir la formacin de

hidratos.

I) Datos: Presin y temperatura de operacin del gasoducto as como la composicin molar del gas a transportar.

Procedimiento: 1) Se obtiene la densidad relativa del gas a partir de su composicin molar.

2) Se determina la mxima presin a la que se puede manejar el gas, sin formacin de hidratos, por medio de la temperatura de operacin y la densidad

relativa del gas

Para el segundo mtodo se utilizan las grficas de constantes de equilibrio vapor-

slido (gas-hidratos) . Carson y Katz obtuvieron esas grficas, en funcin de la

presin y temperatura para el metano, etano, propano, isobutano, dixido de

carbono y cido sulfhdrico

II) Datos: Presin y temperatura de operacin de la lnea, as como la composicin del gas a transportar.

Procedimiento: 1) Se obtiene el valor de la constante de equilibrio (Ki) para cada componente de la mezcla.

2) Usando la composicin del gas, se determina el valor de X, de la siguiente expresin:

..2.1 = KiX /

=

n

iYi

1

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Donde: Yi = Porciento molar de cada uno de los componentes. Ki = Constantes de equilibrio vapor-slido obtenidas a partir de las grficas para

cada uno de los componentes.

n = nmero de componentes del gas. 3) Si el gas est 100% saturado de vapor de agua, se tiene que:

a) se formarn hidratos si X > 1 b) no se formarn hidratos s x


11.4.6 Incrustaciones (sales) Las incrustaciones pueden depositarse en la matriz y fracturas de la formacin,

paredes del pozo, bombas subsuperficiales, en la tubera de produccin y de

revestimiento, lneas de flujo, cambiadores de calor y tanques. Las incrustaciones

generalmente se forman como resultado de la cristalizacin y precipitacin de los

minerales contenidos en el agua.

La causa directa de las incrustaciones es frecuentemente tanto las cadas de

presin, cambios de temperatura, la mezcla de dos aguas incompatibles o un

exceso de soluto. En algunos campos productores de aceite y gas el problema de

las incrustaciones es tan grande, que pueden bloquear total o parcialmente La

matriz de la formacin, los disparos o el equipo de produccin del pozo.

La composicin de las incrustaciones es muy variada debido a que provienen de

aguas de formacin muy diferentes. Los depsitos ms comunes en los campos

de aceite son los de carbonatos de calcio (CaCO3), yeso (CaSO4 2H20) , sulfato

de bario (BaSO4) y cloruro de sodio (NaCl) . El sulfato de calcio (CaSO4) o

anhidrita generalmente no se deposita en el aparejo de produccin pero en cambio

es frecuente su depsito en calderas y cambiadores de calor. Son menos

comunes los depsitos de sulfato de estroncio (SrSO4)

Anlisis detallados han indicado que las incrustaciones de sulfato de bario

estroncio son insolubles. Varios compuestos del fierro tales como el carbonato e

fierro (Fe2O3) son resultado de la corrosin.

Las incrustaciones que se depositan rpidamente son fciles de remover con

cido en cambio las incrustaciones que se forman lentamente pueden llegar a ser

extremadamente duras y compactas por lo que es difcil su remocin con cido o

con otros agentes qumicos.

Los factores principales que provocan la precipitacin y depositacin de sales son

la sobresaturacin, mezcla de dos aguas incompatibles, cambios de

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temperatura, cambios en la presin, evaporacin, agitacin, tiempo de contacto, y ph. Para remover las incrustaciones existen tanto mtodos mecnicos como qumicos.

Dentro de los mtodos mecnicos existen herramientas snicas y de perforacin.

Como mtodos qumicos se utiliza el cido clorhdrico o actico para remover

carbonatos de calcio, aunque tambin puede ser usado cido frmico.

Surfactantes especiales son mezclados con el cido, dependiendo del tipo de

incrustacin a remover.

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REFERENCIAS

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2) Uren Charles Lester. ; Ingeniera de Produccin de Petrleo Mc. Graw-Hill Boock Company Inc, 1965.

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5) Nolasco M. Jess, ; Utilizacin del Gas Hmedo para Bombeo Neumtico en la Zona Sur, Proyecto 3370, IMP, 1973.

6) Allen Thomas O. y Roberts Alan P.; Production Operations Vol. 2 Chapter 9, Oil Gas Consultants Int, 1978.

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Documents

Estranguladores y Otros Capitulo II