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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
“ELABORACIÓN DE UN MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
PARA INSTALAR UN SEPARADOR TRIFÁSICO DE AGUA
LIBRE (FREE WATER KNOCK-OUT) EN LA ESTACIÓN
SHUSHUFINDI- AGUARICO”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS
ANDREA NATALI ARCOS YÁNEZ
DIRECTOR: ING. PATRICIO JARAMILLO, MSc
Quito, Julio 2013
DECLARACIÓN
Yo ANDREA NATALI ARCOS YÁNEZ, declaro que el trabajo aquí descrito
es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado
o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
_________________________
Andrea Natali Arcos Yánez
C.I. 171473035-3
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Elaboración de un
Manual de Procedimientos para Instalar un Separador Trifásico de
Agua Libre (Free Water Knock-out) en la Estación Shushudindi-
Aguarico” que, para aspirar al título de Tecnóloga en Petróleos fue
desarrollado por Andrea Natali Arcos Yánez, bajo mi dirección y
supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las
condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos
18 y 25.
------------------------------------
Ing. Patricio Jaramillo, Msc
Director de Tesis
C.I: 1701279315
AGRADECIMIENTOS
Principalmente a mi Dios por darme salud, vida y las fuerzas necesarias para culminar el primero de muchos éxitos futuros que vendrán.
A toda mi familia, en especial a mis padres Amparito y Diego, por todos sus sacrificios, esfuerzos y afán de verme crecer, en especial a mi madre por sus palabras de aliento en los momentos más difíciles de mi vida y por sus sabios consejos en el arduo camino por alcanzar uno de mis sueños.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, en especial a la Facultad de Ciencias de la Ingeniería por permitir realizarme profesionalmente.
A mi tutor el Ing. Patricio Jaramillo, por sus consejos y respaldo en la dirección de este proyecto de titulación.
Agradezco al Ing. Leoni Arias de EP PETROECUADOR (Petroproducción), por su gran colaboración para que este trabajo pueda tomar forma y ser finalizado.
A todas las personas que de una u otra manera están involucradas en mi vida, a mis buenos amigos y familiares, de todo corazón gracias por estar siempre pendientes de mí y alentarme para conseguir mis metas.
ANDREA NATALI ARCOS YÁNEZ
DEDICATORIA
Con todo mi amor a mi madre Amparito, tú que siempre has sido parte de mi alegría de vivir. Una vida entera no me alcanzara para agradecerte todos tus sacrificios, espero poder darte aunque sea un poco de todo el amor desinteresado que me has brindado.
A mi hermana, Sofía con quien he compartido mil cosas juntas y espero que en un futuro sean muchas más.
A mi angelito (JD) que está ahora en el cielo y quien me da las fuerzas necesarias para seguir adelante y ser mejor cada día. I DO IT FOR YOU!!
A mi amado novio; Benjamín, a quien debo reconocer y agradecer su forma de ser; preocupado, desinteresado, generoso, fiel y quien estuvo siempre ahí para animarme y entenderme en los momentos más difíciles. Te deseo el mejor de los éxitos en tu carrera universitaria y futuro profesional, gracias amor mío.
ANDREA NATALI ARCOS YÁNEZ
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN XIII
ABSTRACT XV
1. INTRODUCCIÓN 1
OBJETIVO GENERAL 2
OBJETIVOS ESPECFICOS 2
2. MARCO TEORICO 3
2.1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO SA1 3
2.2 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL 4
2.3 DATOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SA1 5
2.3.1 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS 5
2.3.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO SA1 7
2.4 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN GENERAL DEL CAMPO SA1 8
2.4.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL YACIMIENTO “BT” 13
2.4.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL YACIMIENTO “S1” 16
2.4.3 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN YACIMIENTO “A1” 21
2.5 FLUIDOS PRESENTES EN EL YACIMIENTO 26
2.5.1 PETRÓLEO 26
2.5.2 COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL PETRÓLEO 26
ii
2.5.3 OTROS COMPONENTES DEL PETRÓLEO 29
2.6 DESCRIPCIÓN DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS 29
2.6.1 PROPIEDADES DEL PETRÓLEO 29
2.6.1.1 Viscosidad 29
2.6.1.2 Viscosidad Cinemática 30
2.6.1.3 Viscosidad Dinámica 30
2.6.1.4 Densidad 31
2.6.1.5 Gravedad Específica 32
2.6.1.6 Relación Hidrógeno Carbono 33
2.6.1.7 Factor Volumétrico (Boi) 34
2.6.1.8 Contenido de Azufre 34
2.6.1.9 Factor de Caracterización 35
2.6.1.10 Agua por Destilación (NORMA: ASTM D-95) 36
2.6.1.11 Agua y Sedimentos (NORMA: ASTM D-96) 37
2.6.1.12 Presión de Vapor REID (NORMA: ASTM D-323) 37
2.6.1.13 Punto de vertido o fluidez (NORMA: ASTM D-97) 37
2.6.2 PROPIEDADES DEL AGUA Y SU COMPOSICIÓN 38
2.6.2.1 Cationes 38
2.6.2.2 Aniones 39
2.6.2.3 Otras propiedades 39
2.6. 3 TIPOS DE AGUA 40
2.6.3.1 Agua Libre 40
2.6.3.2 Agua emulsionada 40
iii
2.6.4 SEPARACIÓN DE AGUA Y CRUDO 41
2.6.4.1 Coalescencia 42
2.6.5 GAS NATURAL 42
2.6.5.1 Composición Química del Gas Natural 44
3. METODOLOGÍA 45
GENERALIDADES 45
3.1 SEPARADORES 46
3.2 FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE MEZCLAS GAS-
LÍQUIDO. 47
3.2.1 SEPARACIÓN POR GRAVEDAD 48
3.2.2 SEPARACIÓN POR FUERZA CENTRIFUGA 49
3.2.3 SEPARACIÓN POR CHOQUE 50
3.3 SECCIONES DE UN SEPARADOR 50
3.3.1 SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA 51
3.3.2 SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA 53
3.3.3 SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINA 54
3.3.4 SECCIÓN DE RECOLECCIÓN 56
3.4 COMPONENTES INTERNOS DE UN SEPARADOR 57
3.5 FUNCIONAMIENTO 58
3.6 CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES 59
3.7 SEPARADORES DE AGUA LIBRE (FWKO) 65
iv
3.7.1 ELEMENTOS INTERNOS DE UN SEPARADOR DE AGUA LIBRE
(FWKO) 67
3.7.2 FUNCIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE AGUA LIBRE 68
3.7.3 PRINCIPALES PROBLEMAS DE UN SEPARADOR DE AGUA
LIBRE (FWKO) 70
3.7.3.1 Formación de espumas 71
3.7.3.2 Tamaño de las partículas del líquido 71
3.7.3.3 Acumulación de parafinas 72
3.7.3.4 Problemas de arena 73
3.7.3.6 Causas químicas (agentes emulsionantes) 73
3.7.3.7 Problemas de arrastre de líquido en la fase gaseosa 73
3.7.3.8 Problemas de arrastre de gas en la fase liquida 74
3.7.3.9 Problemas que ocasiona el tiempo de arrastre 74
3.8DIMENSIONAMIENTO DE UN SEPARADOR DE AGUA LIBRE (FWKO)
HORIZONTAL 75
3.8.1 SEPARADORES HORIZONTALES TRIFÁSICOS 77
3.8.3 CAPACIDAD DEL GAS 79
3.8.4 TIEMPO DE RETENCIÓN 80
3.8.5 ECUACIÓN DE ASENTAMIENTO 80
3.8.6 LONGITUD COSTURA A COSTURA 83
3.9SELECCIÓN DE PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN EL DISEÑO
DEL SEPARADOR 84
3.9.1 PARÁMETROS DE OPERACIÓN 84
v
3.9.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS 84
3.9.3 PARÁMETROS A DETERMINAR PARA EL DIMENSIONAMIENTO
DE SEPARADORES 85
3.9.4 SECUENCIA PARA EL DISEÑO DE SEPARADORES DE AGUA
LIBRE (FKWO) 85
3.9.5 DIMENSIONAMIENTO SEPARADOR GAS-PETRÓLEO-AGUA
LIBRE HORIZONTAL 86
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 90
4.1 “ELABORACIÓN DE UN MANUAL DE PROCEDIMIENTOS PARA
INSTALAR UN SEPARADOR TRIFÁSICO DE AGUA LIBRE (FREE
WATER KNOCK-OUT) EN LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI- AGUARICO
DEL CAMPO SA1” 90
SECCIÓN I 90
MARCO LEGAL 90
SECCIÓN II 91
Equipo de protección personal 91
SECCIÓN III 91
Prevención y protección contra incendios 91
SECCIÓN IV 92
INFORMACIÓN SOBRE EL PROCEDIMIENTO Y ESPECIFICACIONES
TÉCNICAS PARTICULARES DEL MONTAJE 92
PROCEDIMIENTO PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA INTERIOR 94
vi
PROCEDIMIENTO PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA EXTERIOR 94
PROCEDIMIENTO PARA IDENTIFICAR Y DIFERENCIAR LOS EQUIPOS95
PROCEDIMIENTO DE CONTROL DE CALIDAD 95
PROCEDIMIENTO DEL MONTAJE - CONEXIÓN E INSTALACIÓN 96
PROCEDIMIENTO DE LA PUESTA EN MARCHA DEL SEPARADOR 97
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 90
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 102
5.1 CONCLUSIONES 102
5.2 RECOMENDACIONES 103
NOMENCLATURA 102
NOMENCLATURA 105
GLOSARIO 107
BIBLIOGRAFÍA 113
ANEXO 116
ANÁLISIS PVT DE LAS ARENAS BT, U y T DEL CAMPO SA1 116
vii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Análisis PVT 5
Tabla 2. Propiedades Físicas de los fluidos 6
Tabla 3. Propiedades Petrofísicas 7
Tabla 4. Historial de Producción del Campo SA1 al 2011 9
Tabla 4.1. Producción Acumulada de Petróleo del Campo SA1 11
Tabla 5. Historial de Producción de Fluidos “BT” 13
Tabla 5.1. Historial de Producción Acumulada de Petróleo y Agua “BT” 14
Tabla 6. Historial de Producción de Fluidos “U” 16
Tabla 6.1: Historial de Producción Acumulada de Petróleo y Agua “U” 18
Tabla 7. Historial de Producción del Yacimiento “T” 21
Tabla 7.1. Historial de Producción Acumulada de Petróleo y Agua “T” 23
Tabla 8. Composición Química del petróleo 25
Tabla 9. Clasificación del Petróleo según su grado API 32
Tabla 10. Relación Hidrogeno-Carbono 32
Tabla 11. Naturaleza química por el factor de caracterización 34
Tabla 12. Composición del Gas Natural 43
Tabla 13. Comportamiento de las partículas de líquido 70
Tabla 14. Propiedades y Características de los Fluidos de la Estación 86
Tabla 15. Tiempo de exposición versus decibeles 92
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Historial de Producción del Campo SA1 12
Figura 1.1. BSW Campo SA1 13
Figura 2. Historial de Producción “BT” 15
Figura 2.1. BSW “BT” 16
Figura 3. Historial de Producción “U” 20
Figura 3.1. BSW “U” 20
Figura 4. Historial de Producción Yacimiento “T” 25
Figura 4.1. BSW “T” 25
Figura 5. Deshidratación de crudo 51
Figura 6. Deflector Tipo placa 52
Figura 7. Deflector Tipo Ciclón 53
Figura 8. Placa de Arco 54
Figura 9. Almohadillas de Malla de Alambre 55
Figura 10. Aletas 56
Figura 11. Componentes Externos de un Separador 57
Figura12. Componentes Internos del Separador 58
Figura 13. Separador de Producción 60
Figura 14. Separador Horizontal 63
Figura 15. Esquema del Separador Vertical 64
ix
Figura 16. Esquema Separador Esférico 65
Figura 17. Deshidratación del Crudo 66
Figura 18. Corte lateral de un “Free Water Knockout” 67
Figura 19. P&D de un Sistema de Tratamiento FWKO 70
Figura 20. Capa de Agua vs. Tiempo 75
Figura 21. Separador de Agua Libre 76
Figura 22. Determinación del Coeficiente (Z) 82
x
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
2.1 Viscosidad Cinemática 29
2.2 Viscosidad Dinámica 29
2.3 Densidad 30
2.4 Gravedad Específica 31
2.5 Factor de Caracterización 34
2.6 Velocidad de caída de la gota de agua 39
3.1 Cálculo de la fuerza de arrastre 76
3.2 Cálculo del coeficiente de arrastre 76
3.3 Cálculo de la velocidad de asentamiento de las gotas 77
3.4 Cálculo del coeficiente de arrastre sin régimen laminar 77
3.5 Cálculo de la velocidad de asentamiento de las gotas sin régimen
laminar 77
3.6 Capacidad del gas 78
3.7 Tiempo de retención 79
3.8 Cálculo del espesor de la capa de petróleo 79
3.9 Cálculo del espesor máximo de la capa de petróleo para 500 micras 80
3.10 Cálculo de la fricción de área 80
3.11 Determinación del diámetro máximo 81
3.12 Longitud costura a costura 82
xiii
RESUMEN
El siguiente trabajo trató acerca de los procedimientos a seguir al momento
de instalar un separador trifásico de agua libre (FKWO) en la estación
Shushufindi - Aguarico, con el propósito de separar la mayor cantidad de
agua libre del crudo.
En el primer capítulo se describe sobre la separación de los fluidos mediante
la instalación de un separador.
En el segundo capítulo se describe el campo SA1, el número de pozos, la
ubicación geográfica, el petróleo sus componentes y las propiedades físico-
químicas de los fluidos; así: tenemos las propiedades del petróleo, gas y
agua. Entre las que están la viscosidad que es la medida que indica la
resistencia interna al flujo, describe su resistencia a fluir, la cual es de vital
importancia en el diseño del separador. La Densidad (°API), la gravedad
específica, el factor volumétrico y el Contenido de azufre.
De igual manera en este capítulo se trató acerca de los análisis que se
realiza al crudo como son; el ensayo de Agua por Destilación (NORMA:
ASTM D-95), Agua y Sedimentos (NORMA: ASTM D-96), El ensayo de
Presión de Vapor REID (NORMA: ASTM D-323), Punto de vertido o fluidez
(NORMA: ASTM D-97).
En este capítulo también se describen las propiedades del agua libre, de
igual modo se explica el gas natural y su composición química, el cual es un
energético natural de origen fósil, que se encuentra normalmente en el
subsuelo continental o marino. Existe tres tipos de gases naturales; así:
tenemos gas asociado, gas seco, gas condensado.
En el tercer capítulo se hace una descripción detallada de los separadores
convencionales, existen diferentes factores que gobiernan la separación de
mezclas de gas y líquido. La separación de mezclas de gas y líquido, se
logra mediante la combinación apropiada de los siguientes factores:
xiv
gravedad, fuerza centrífuga y choque. También se menciona las secciones
de un separador, sus componentes internos, clasificación, uso y
funcionamiento.
Finalmente en este capítulo se hace una descripción del separador trifásico
de agua libre (FKWO), sus componentes internos y se explica en detalle el
uso de cada uno de ellos, dentro de los cuales tenemos: soportes,
distribución de entrada, eliminador de espuma, placas perforadas, placas de
coalescencia, sand jet, placas de desborde de crudo, rompe vórtice,
eliminadores de neblina. Se describe el funcionamiento del FKWO, sus
principales problemas y se describe el diseño de un separador trifásico de
agua libre horizontal.
En el cuarto capítulo se elaboró el manual de procedimientos para instalar
un separador trifásico de agua libre (FKWO) en la estación Shushufindi-
Aguarico del campo SA1.
En el quinto y último capítulo se dan a conocer algunas conclusiones y
recomendaciones, que surgieron al culminar el presente trabajo.
xv
ABSTRACT
The following job tried on procedures to follow when installing a free water
three-phase separator (FKWO) at station Shushufindi- Aguarico, in order to
remove as much free water.
In the first chapter describes about the separation of fluids by installing a
separator.
In the second chapter describes the field SA1, the number of wells,
geographic location, oil components and physicochemical properties of the
fluids, as well: we have the properties of the oil, gas and water. Among which
the viscosity is a measurement that indicates the internal resistance to flow,
its resistance to flow, which is of vital importance in the design of the
separator. Density (° API), specific gravity, the volume factor and the sulfur
content.
Similarly in this chapter discussed about the analysis done to crude as they
are, the testing of Water by Distillation (STANDARD: ASTM D-95), Water and
Sediments (STANDARD: ASTM D-96), the test Vapor Pressure REID
(STANDARD: ASTM D-323), Pour Point or fluidity (STANDARD: ASTM D-
97).
This chapter also describes the properties of free water, likewise explains
what is the natural gas and its chemical composition, which is a natural
energy from fossil fuels, which is usually found in the continental or marine
subsurface. There are three types of natural gas, as well: we haver
associated gas, dry gas and gas condensate.
In the third chapter contains a detailed description of conventional
separators, there are different factors that govern the separation of gas and
liquid mixtures. The separation of mixtures of liquid and gas is achieved by
xvi
the appropriate combination of the following factors: gravity, centrifugal force
and shock. There is also mention of a stripper sections, internal components,
classification, use and operation.
Finally in this chapter is a description of free water three-phase separator
(FKWO), its internal components and explains in detail the use of each of
them, among which are: media, input distribution, deformer, perforated
plates, coalescing plates, sand jet, oil spill plates, vortex breaks, mist
eliminators. It describes the operation of FKWO, their main problems and
describes the design of a three-phase separator horizontal free water.
In the fourth chapter was prepared procedures manual to install a free water
three phase separator (FKWO) at station Shushufindi – Aguarico.
In the fifth and final chapter disclosed some conclusions and
recommendations that emerged at the conclusion of this paper.
1
1. INTRODUCCIÓN
El fluido de un yacimiento hidrocarburifero está formado por dos líquidos,
agua - petróleo, y gas, los mismos que pueden venir mezclados o separados
parcialmente de acuerdo a las condiciones de presión y temperatura en el
sitio donde se encuentren. El primer equipo que va a liberar dichas fases en
un alto porcentaje es el separador, que es un cilindro vertical u horizontal
con unos dispositivos internos para obtener por la parte superior una
corriente de gas con la menor cantidad de líquidos en suspensión; y, una
corriente de líquido por la parte inferior con la menor cantidad de gas
disuelto.
Las variables que favorecen la separación de fases son la temperatura,
adición de demulsificantes y rompedores de espuma, tiempos de residencia
o tratamiento mayores; y, dispositivos internos como deflectores, extractores
de niebla, eliminadores de flujos intermitentes y otros.
La selección de un separador trifásico en campos petroleros dependen de
varios factores como cantidad de agua libre, relación gas-petróleo, sistemas
de tratamiento de agua, tipo de instrumentación, que deben ser
considerados para la producción actual y futura.
Un separador trifásico de agua libre actúa bajo influencia de las fuerzas de
gravedad debido a la diferencia de densidades entre el hidrocarburo, el agua
y el gas, el cual nos permite separar gas – petróleo y agua libre. Estos
equipos sirven para eliminar dicho fluido que se forma cuando el porcentaje
de agua libre excede el 50 % de la producción de barriles producidos por
día.
2
OBJETIVO GENERAL
Elaborar un manual de procedimientos para instalar un separador de agua
libre (Free Water Knock-out) mediante una investigación del diseño,
construcción e instalación del separador para mejorar el tratamiento del agua
libre que proviene del campo SA1.
OBJETIVOS ESPECIFICOS
Determinar las características físico químicas de los fluidos que viene del
pozo.
Cuantificar en volumen la cantidad de agua libre que se produce
diariamente en el campo SA1.
Investigar las características, dimensionamiento, componentes, usos y
aplicaciones de un separador de agua libre (FWKO).
Conocer el procedimiento a seguir para instalar un separador.
3
2. MARCO TEÓRICO
El presente capítulo es dar a conocer el historial de producción general de
campo, la descripción de las propiedades de los fluidos presentes en el
yacimiento.
2.1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO SA1
El campo fue descubierto en 1969, gracias a la perforación del pozo
exploratorio S1, alcanzó una profundidad de 9772 pies, y fue completado en
enero de 1969.
2.1.1 ANTECEDENTES
Esta área explorada desde los años 60. Inició la perforación de pozos de
desarrollo en febrero de 1972, la producción del campo comenzó en agosto
del mismo año. En 1986 alcanzó su producción máxima con un promedio
diario para ese mes de 126400 barriles de petróleo.
Se comprobó que los yacimientos U y T son continuos, ya que conforman
una misma estructura, la cual es la más grande descubierta en el Ecuador, y
en la actualidad constituye la reserva remanente de crudo mediano (29 °API)
la más importante para el país.
Las presiones iniciales de las arenas U fue de 3867 psi y T de 4050 psi, con
el pasar de los años ha sufrido una caída de presión aproximadamente de
60 psi por año.
Se implementó un proyecto de recuperación secundaria, a fin de mantener la
presión e incrementar la recuperación final del petróleo; en noviembre de
4
1984, mediante inyección de agua a los yacimientos S1 y A1 con 11 pozos
inyectores. La inyección total de los yacimientos fue de 267’471.224 bls de
agua.
En 1990 se suspendió la inyección de agua ya que no tuvo el efecto
esperado en el mantenimiento de la presión, las tasas de producción de
fluidos se incrementan sin que la presión disminuya considerablemente,
demostrando así el efecto insignificante de la inyección de agua.
Actualmente este campo se ve en la necesidad de controlar la producción de
agua que en los últimos años se ha incrementado, dificultando los procesos
de producción en las instalaciones como en los trabajos de operación,
debido a la corrosión de las líneas de flujo, incremento en el uso de químicos
y problemas con el medio ambiente.
2.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El campo SA1 está ubicado en el eje de la Cuenca Oriente, se localiza en la
provincia de Sucumbios, aproximadamente a 250 Km al Este de Quito y 35
Km de la frontera Colombiana.
2.2 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL
El campo corresponde a un anticlinal asimétrico, su estructura tiene una
longitud aproximada de 30 Km, y un ancho de 7 Km; con un cierre vertical
de 370 pies.
Los yacimientos U y T del campo SA1, están definidos como anticlinales de
orientación Norte-Sur, limitados en el flanco Este por fallas no
completamente sellantes y en las otras direcciones por acuíferos laterales.
5
El modelo estructural del sistema de fallas permite determinar la
comunicación de los fluidos entre los diferentes estratos porosos y
permeables U y T. Este sistema de fallas constituye una vía de
comunicación entre los fluidos.
2.3 DATOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SA1
2.3.1 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS
Para determinar dicha composición se realiza un análisis PVT con muestras
obtenidas de las diferentes arenas y determinados pozos.
Las propiedades PVT son importantes en la conducta de flujo de los fluidos
en los reservorios de petróleo. Por lo tanto es de vital importancia asegurar
la calidad de los datos adquiridos en el laboratorio.
En la siguiente tabla se detalla los pozos que cuentan con análisis PVT del
campo SA1.
Tabla 1: Análisis PVT disponibles del campo SA1
No. Pozo Formación Año
1 SS-02A T Ene 1970
2 SS-03 T Mar 1973
3 SS-27 U Oct 1998
4 SS-41 U May 1974
6
Tabla 1. Análisis PVT disponibles del campo SA1 (Continuación)
No. Pozo Formación Año
5 SS-51 Basal Tena Oct 1998
6 SS-63 T Abr 1989
7 SS-68 T Nov 1996
8 SS-82 U Nov 1994
9 SS-87 U Nov 1996
10 SS-87 U Dic 1996
(Centro de Investigaciones Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo, 2011)
En la tabla 2, se detallan las propiedades físicas de los fluidos del campo
SA1. En Anexo 1, se detalla los resultados de los análisis PVT de las
arenas Basal Tena, U y T.
Tabla 2: Propiedades Físicas de los fluidos del campo SA1.
DESCRIPCIÓN BT U T
Presión Inicial (psi) 2940 3867 4050
Presión de Burbuja (psi) 870 1170 1050
Gravedad °API 24 27.3 31.1
Factor Volumétrico Boi (bls/BF) 1.1508 1.267 1.217
Factor Volumétrico Bob (bls/BF) 1.1749 1.297 1.2476
Viscosidad Inicial del Petróleo µoi @ °F
(cp)
4.959 2.471 1.081
Viscosidad del Petróleo µo @ °F (cp) 3.959 1.924 0.7958
Viscosidad del agua @ °F (cp) 0.43 0.47 0.46
Temperatura (°F) 185 215 218
Tabla 2: Propiedades Físicas de los fluidos del campo SA1 (Continuación)
7
DESCRIPCIÓN BT U T
Relación Gas-Petróleo (GOR) (PCS/bls) 187 307 384
Densidad ρ (gr/cc) 0.8103 0.7663 0.7402
Salinidad del Agua ppm (Cl-) 34750 55017 13557
(Centro de Investigaciones Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo, 2011)
2.3.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO SA1
En la Tabla 3, se puede observar las propiedades petrofísicas del campo
SA1 al 2006, se puede observar que la saturación de petróleo es mayor en
la arena U, se tiene una mejor permeabilidad en la arena T y una saturación
de agua mayor en la arena BT.
Tabla 3. Propiedades Petrofísicas
ARENA PROFUNDIDAD
(PIES)
K
(md)
Ø
(%)
So
(%)
Sw
(%)
T 9300 520.64 18.08 73.06 26.94
U 9100 310.17 18.96 78.06 21.94
BT 8200 321.16 18.68 71.27 28.73
(Centro de Investigaciones Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo, 2011)
8
2.4 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN GENERAL DEL CAMPO
SA1
En 1972 se inició la producción de petróleo con 10 pozos a una tasa de
10.000 BPPD, para 1973 se incremente la tasa a 100.000 BPPD con 30
pozos productores. La tasa promedio desde 1978 hasta 1994 fue de 100.000
BPPD.
En 1995 existe un incremento acelerado de la producción de agua y sufre
una declinación en la producción de petróleo, siendo en 1996 la producción
de 47.000 barriles de agua por día y 87.150 barriles de petróleo por día.
En el año 2000 produjo 72.984 BPPD, en estos años la producción de agua
incrementó de 47.000 a 86.000 BAPD, como se puede observar en la Tabla
4 y 4.1.
Actualmente la producción de agua es mayor a la producción de petróleo,
como se observa en la Figura1 y 1.1, siendo está el principal problema del
campo debido a las fallas que se presentan en el sistema de bombeo electro
sumergible, el cual es usado como levantamiento artificial.
9
Tabla 4. Historial de Producción de Fluidos del Campo SA1 al 2011
AÑOS
PETRÓLEO
BPD
AGUA
BAD
FLUIDO
BFPD
BSW %
1972 37570 562 38132 1.5
1973 76577 572 77149 0.7
1974 82262 150 82413 0.2
1975 81508 178 81686 0.2
1976 95464 558 96022 0.6
1977 90792 1322 92114 1.4
1978 105993 2114 108106 2.0
1979 106429 4010 110440 3.6
1980 102443 4821 107263 4.5
1981 103631 5112 108743 4.7
1982 102139 8338 110476 7.5
1983 105282 12268 117550 10.4
1984 104563 16784 121346 13.8
1985 111848 17015 128863 13.2
10
Tabla 4. Historial de Producción de Fluidos del Campo SA1 (Continuación)
AÑOS
PETRÓLEO
BPD
AGUA
BAD
FLUIDO
BFPD
BSW %
1986 116837 16362 133199 12.3
1987 69886 10676 80563 13.3
1988 110160 24233 134393 18.0
1989 100949 23728 124677 19.0
1990 100056 28531 128587 22.2
1991 101274 36954 138228 26.7
1992 99014 39618 186833 28.6
1993 102191 42719 144910 29.5
1994 98553 49348 147901 33.4
1995 90483 45008 135491 33.2
1996 87105 47061 134166 35.1
1997 82160 48430 130590 37.1
1998 75172 51820 126992 40.8
1999 73817 60615 134432 45.1
2000 72948 72080 145028 49.7
2001 66661 71178 13789 51.6
11
Tabla 4. Historial de Producción de Fluidos del Campo SA1 (Continuación)
AÑOS
PETRÓLEO
BPD
AGUA
BAD
FLUIDO
BFPD
BSW %
2002 61604 75974 137578 55.2
2003 53034 86190 140224 61.5
2004 55138 77217 132355 58.5
2005 51850 75693 127543 59.3
2006 49170 78239 127409 61.4
2007 44733 73254 117987 62.1
2008 45789 101968 147757 69.0
2009 46987 109802 156789 71.3
2010 39789 94778 134567 67.1
2011 32298 86470 118768 72.3
(Centro de Investigaciones Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo, 2011)
12
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
B F
P D
TIEMPO (AÑOS)
BPD
BAPD
Tabla 4.1 Producción Acumulada de Petróleo del Campo SA1 al 2011
FECHA
ACUMULADO
PETROLEO (BLS)
ACUMULADO
AGUA (BLS)
2011 1289’254.634 595’596.169
Centro de Investigaciones Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo
Figura 1: Historial de Producción del Campo SA1
(Departamento de Yacimientos. Petroproducción, 2011)
Como se puede ver en las gráficas, la producción de petróleo ha ido
disminuyendo con el pasar de los años, mientras que la producción de agua ha
ido creciendo de manera acelerada, razón por la cual se ve la necesidad de
separar la mayor cantidad de agua del petróleo.
13
Figura 1.1: BSW Campo SA1
(Departamento de Yacimientos. Petroproducción, 2011)
2.4.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL YACIMIENTO “BASAL TENA”
“Basal Tena” inició su producción en marzo de 1997. Desde sus inicios la
producción se ha mantenido contante, el corte de agua aumentó drásticamente
en el año 2000. Ver Tabla 5 y 5.1, razón por la cual en la actualidad la
producción de petróleo ha disminuido constantemente, como lo podemos
observar en la Figura 2 y 2.1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
BS
W (
%)
TIEMPO (AÑOS)
BSW
BSW
14
Tabla 5. Historial de Producción de Fluidos “Basal Tena”
AÑOS
PETRÓLEO
BPD
AGUA
BAD
FLUIDO
BFPD
BSW %
1997 704 14 718 1.9
1998 538 22 560 3.9
1999 797 38 835 4.6
2000 924 270 1194 22.6
2001 768 370 1138 32.5
2002 714 380 1094 34.7
2003 563 427 990 43.1
2004 1658 494 2152 22.9
2005 1969 536 2505 21.4
2006 1377 589 1966 29.9
2007 1445 651 2096 31.05
2008 1568 698 2266 46.8
2009 1356 746 2102 56.7
2010 1178 825 2003 52.9
(Centro de Investigaciones Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo, 2011)
Tabla 5.1. Historial de Producción Acumulada de Petróleo y Agua “Basal
Tena” al 2010
FECHA
ACUMULADO
PETROLEO (BLS)
ACUMULADO
AGUA (BLS)
2010 5’679.035 2’211.900
(Centro de Investigaciones Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo, 2011)
15
Figura 2: Historial de Producción “BT”
(Departamento de Yacimientos. Petroproducción, 2011)
Como se indica en la gráfica, en el año 2003 la producción de petróleo
aumentó drásticamente debido a que se implementó el Bombeo
Electrosumergible como método le levantamiento artificial.
0
500
1000
1500
2000
2500
B F
P D
TIEMPO (AÑOS)
BPD
BAPD
16
Figura 2.1: BSW “BT”
(Departamento de Yacimientos. Petroproducción, 2011)
2.4.2 Historial de Producción del Yacimiento “S1”
Este yacimiento indica tres etapas como son de desarrollo, desde 1972
hasta 1978, como se puede observar en la Figura 3 y 3.1; su etapa de
estabilización o madurez, desde 1979 hasta 1987 y finalmente su etapa de
agotamiento, decaimiento o inundación, desde 1988 hasta la actualidad,
como se puede observar en la Tabla 6 y 6.1
Este yacimiento posee grandes reservas, debido al pasar de los años
presenta una caída de presión que actualmente alcanza los 1300 psi con
respecto a la inicial de 3867 psi; razón por la cual fue necesario implementar
un método de levantamiento artificial para incrementar la recuperación de
petróleo.
0
10
20
30
40
50
60B
SW
(%
)
TIEMPO (AÑOS)
BSW
BSW
17
Tabla 6: Historial de Producción de Fluidos “S1”
AÑOS
PETRÓLEO
BPD
AGUA
BAD
FLUIDO
BFPD
BSW %
1972 17514 313 17827 1.8
1973 32929 318 33247 1
1974 41211 75 41286 0.2
1975 40756 56 40812 0.1
1976 45056 372 45428 0.8
1977 44532 867 45399 1.9
1978 50260 1434 51694 2.8
1979 50154 2721 52875 5.1
1980 46669 2497 49166 5.1
1981 50388 2745 53133 5.2
1982 50278 5157 55435 9.5
1983 51772 6956 58728 11.8
1984 50634 6776 57410 11.8
18
Tabla 6: Historial de Producción de Fluidos “S1” (Continuación)
AÑOS
PETRÓLEO
BPD
AGUA
BAD
FLUIDO
BFPD
BSW %
1985 53566 7752 61318 12.6
1986 55090 8047 63137 12.7
1987 32057 4970 37027 13.4
1988 53166 10467 63633 16.4
1989 49419 10694 60113 17.8
1990 47894 13002 60896 21.4
1991 43727 14833 58560 25.3
1992 38516 14978 53494 28
1993 38915 15149 53164 28.5
1994 37195 15688 52883 29.7
1995 33631 14913 48544 30.7
1996 32217 16023 48240 33.2
1997 31889 17430 49320 35.3
1998 28109 17110 45219 37.8
1999 27257 18616 45873 40.6
2000 25428 21288 46716 45.6
19
Tabla 6: Historial de Producción de Fluidos “S1” (Continuación)
AÑOS
PETRÓLEO
BPD
AGUA
BAD
FLUIDO
BFPD
BSW %
2001 22276 22105 44382 49.8
2002 19779 19409 39188 49.5
2003 32926 13195 46121 28.5
2004 30588 12189 42777 31.02
2005 27161 12218 39379 33.44
2006 23196 11653 34849 47.45
2007 19601 17698 37299 52.89
2008 25876 18976 44852 59.58
2009 19876 21988 41863 61.73
2010 21789 22104 43893 64.56
(Centro de Investigaciones Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo, 2011)
Tabla 6.1: Historial de Producción Acumulada de Petróleo y Agua “S1” al 2010
FECHA
ACUMULADO
PETROLEO (BLS)
ACUMULADO
AGUA (BLS)
2010 526’151.496 153’732.433
(Centro de Investigaciones Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo, 2011)
20
Figura 3: Historial de Producción “S1”
(Departamento de Yacimientos. Petroproducción, 2011)
Como se puede ver en la gráfica, en 1986 se produce una baja en la producción de petróleo
y se decide implementar otro método de levantamiento artificial.
Figura 3.1: BSW “S1”
(Departamento de Yacimientos. Petroproducción, 2011)
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
B F
P D
TIEMPO (AÑOS)
BPD
BAPD
0
10
20
30
40
50
60
70
BS
W (
%)
TIEMPO (AÑOS)
BSW
BSW
21
2.4.3 Historial de Producción Yacimiento “A1”
Este yacimiento posee tres etapas como son, su etapa de desarrollo desde
1972 hasta 1978, madurez o estabilización, desde 1979 hasta 1993, y su
etapa de decaimiento, agotamiento o inundación desde 1994 hasta la
actualidad. (Ver Tabla 7 y 7.1).
En la Figura 4 y 4.1. se indica la relación existente entre en tiempo (años) vs.
los barriles de petróleo y agua producidos por día respectivamente.
22
Tabla 7: Historial de Producción del Yacimiento “A1”
AÑOS
PETRÓLEO
BPD
AGUA
BAD
FLUIDO
BFPD
BSW %
1972 20056 249 20305 1.2
1973 43648 255 43903 0.6
1974 41052 75 41127 0.2
1975 40753 122 40875 0.2
1976 49414 186 49600 0.1
1977 46620 455 46715 1.0
1978 55733 679 56412 1.2
1979 56275 1289 57564 2.2
1980 55774 2324 58098 4.0
1981 53242 2367 55609 4.3
1982 51861 3081 54942 5.6
1983 53510 5312 58822 9.0
1984 53929 10008 63936 15.7
23
Tabla 7: Historial de Producción del Yacimiento “A1” (Continuación)
AÑOS
PETRÓLEO
BPD
AGUA
BAD
FLUIDO
BFPD
BSW %
1985 58282 9263 67545 13.7
1986 61747 8316 70063 11.9
1987 37829 5706 43535 13.1
1988 56994 13766 70760 19.5
1989 51530 13034 64564 20.2
1990 52162 15529 67691 22.9
1991 57548 22121 79669 27.8
1992 60498 26640 85138 28.9
1993 64176 27571 91747 30.1
1994 61358 33660 95017 35.4
1995 56852 30095 86947 34.6
1996 54888 31038 85926 36.1
1997 49683 30988 80671 38.4
1998 46525 34688 81212 42.7
2000 46596 50521 97117 52.0
2001 42088 47856 89944 53.2
2002 38120 49454 87574 56.5
24
Tabla 7: Historial de Producción del Yacimiento “A1” (Continuación)
(Centro de Investigaciones Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo, 2011)
Tabla 7.1: Historial de Producción Acumulada de Petróleo y Agua “A1” al 2010
FECHA ACUMULADO
PETROLEO (BLS)
ACUMULADO
AGUA (BLS)
2010 744’434.151 360’870.887
AÑOS
PETRÓLEO
BPD
AGUA
BAD
FLUIDO
BFPD
BSW %
2003 21569 29401 50970 57.7
2004 21589 30234 51823 58.3
2005 22438 32756 55194 59.4
2006 20305 33636 53941 62.4
2007 23689 56541 80230 70.5
2008 20987 49870 70857 68.6
2009 18768 58957 77725 79.8
2010 17109 64898 82007 74.6
25
Figura 4: Historial de Producción Yacimiento “A1”
(Departamento de Yacimientos, Petroproducción, 2011)
Como se indica en la gráfica, para el año 2010 la producción de agua supera los 60000
BAPD, mientras que la producción de petróleo disminuye y alcanza los 17000 BPPD.
Figura 4.1: BSW “A1”
(Departamento de Yacimientos. Petroproducción, 2011)
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
B F
P D
TIEMPO (AÑOS)
BPD
BAPD
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
BS
W (
%)
TIEMPO (AÑOS)
BSW
BSW
26
2.5 FLUIDOS PRESENTES EN EL YACIMIENTO
Los fluidos encontrados en los yacimientos son esencialmente mezclas
complejas de compuestos de hidrocarburos, como se los describe a
continuación.
2.5.1 PETRÓLEO
Está constituido por una gran cantidad de compuestos orgánicos formados
principalmente por sustancias unidad por enlaces covalentes C – C y C – H,
conocidos como hidrocarburos, siendo el más sencillo y de menor peso
molecular el metano. En pequeñas cantidades se encuentran compuestos
sulfurados, oxigenados, nitrogenados, sales, órganos metálicos, sedimentos,
y agua emulsionada consideradas como impurezas del petróleo.
2.5.2 COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL PETRÓLEO
Los petróleos obtenidos en los diferentes campos son de naturaleza variada,
pero cada uno de ellos está compuesto básicamente por carbono e
hidrógeno, contiene además en cantidades pequeñas azufre, oxígeno,
nitrógeno y trazas de metales. La composición de un petróleo puede
corresponder a los valores que se indican en la Tabla 8.
27
Tabla 8: Composición química del petróleo
Elemento %P
C 33-37
H 10-16
S < 6
O < 10
N < 0.7
Metales < C.03
(Instituto Americano del Petróleo, 2010)
Los petróleos crudos están formados principalmente por 4 tipos de
hidrocarburos y estos son:
Parafínicos
Olefínicos
Nafténicos
Aromáticos
Hidrocarburos parafínicos:
Es la serie homóloga de los alcanos de fórmula general CnH2n+2 y sus
isómeros, conocidos en la industria petrolera como parafinas. Son los
hidrocarburos saturados (presentan sólo enlaces sencillos entre dos átomos
de carbono en la molécula: C-C) que tienen su configuración en cadenas
normales o ramificadas (isómeros).
Parafinas, ejem:
Parafinas Normales
CH3 - CH2 - CH2 - R
Iso – Parafinas
28
CH3 – CH – R
I
CH3
Hidrocarburos Olefínicos:
Son hidrocarburos insaturados (presentan uno o más enlaces dobles entre
dos átomos de carbono en la molécula: C=C) que tienen configuración en
cadenas normales o ramificadas.
Olefínicos, ejem:
Olefínicos Normales
CH3 - CH = CH2 - R
Hidrocarburos Nafténicos
Conforman la serie homologa de los ciclo alcanos con fórmula general
CnH2n, conocidos en la industria petrolera corno Nafténicos. Son también
hidrocarburos saturados, pero contienen uno o más anillos en su estructura
molecular.
Nafténicos, ejem:
Alquilciclopentanos
29
Hidrocarburos aromáticos
Son hidrocarburos insaturados que presentan uno o más anillos bencénicos
en su molécula.
Aromáticos, ejem:
Alquilbencenos
2.5.3 OTROS COMPONENTES DEL PETRÓLEO
En el petróleo además de las series de hidrocarburos, existen compuestos
que contienen azufre, oxígeno, nitrógeno, resinas, asfáltenos y compuestos
minerales.
2.6 DESCRIPCIÓN DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
2.6.1 PROPIEDADES DEL PETRÓLEO
2.6.1.1 Viscosidad
Es la medida que indica la resistencia interna al flujo, describe su resistencia
a fluir. La viscosidad es una de las características más importantes de los
hidrocarburos en los ámbitos operacionales de producción, transporte,
refinación y petroquímica.
30
La unidad en el sistema internacional es el poise (p), que es la fuerza en
dinas que hay que suministrar a una lámina de líquido de 1 cm2 para que se
desplace un cm sobre una lámina igual del mismo líquido, a una velocidad
de 1 cm por segundo. El submúltiplo más usado es el centipoise 0.01 poise
(cp). Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de
los crudos, en el yacimiento o en la superficie.
La viscosidad del petróleo depende de dos factores principales: de la
temperatura del yacimiento y del gas en solución. El primer factor se puede
considerar como una constante a través de la producción del campo, pero el
segundo cambia constantemente a medida que se libera el gas que está
disuelto. Por consiguiente, es necesario determinar la viscosidad del
petróleo a la temperatura y presión del fondo del pozo con una solubilidad
variable del gas.
2.6.1.2 Viscosidad Cinemática
Es el tiempo requerido para que una cantidad fija de aceite atraviese un tubo
capilar bajo la fuerza de gravedad. La unidad de viscosidad cinemática es el
Stoke o el centistoke (1/100 del Stoke).
[ ]
Donde:
ϫ =Viscosidad cinemática (Cs)
C= Constante del viscosímetro (Cs/seg)
t= Tiempo de flujo (seg)
2.6.1.3 Viscosidad Dinámica
Es la relación entre la tensión de deslizamiento aplicada y el grado de
deslizamiento logrado. Es lo que comúnmente se llama viscosidad del fluido,
31
es la razón del esfuerzo de corte a la velocidad de corte. Es una propiedad
de un fluido, medida de la resistencia interna de un líquido al flujo, su unidad
de medida es el poise, viene dada por la siguiente ecuación:
[ ]
Donde:
µ= Viscosidad absoluta (Cp)
ϫ =Viscosidad cinemática (Cs)
ρ=Densidad (gr/cc)
Viscosidad Relativa
Es la relación de la viscosidad del fluido respecto a la del agua @ 20 °C la
viscosidad del agua pura es 1,002 centipoise.
Viscosidad aparente El cociente del esfuerzo de corte a la velocidad de corte de un fluido no
newtoniano, tal como la grasa lubricante, calculado de la ecuación de
Poiseuille y medido en poises. La viscosidad aparente cambia con diferentes
razones de corte y temperatura y, por lo tanto, debe ser reportada como el
valor a una razón de corte y temperatura dadas.
2.6.1.4 Densidad
La densidad es una característica de cada sustancia. Está definida como la
masa de una substancia con respecto a su volumen, y se designa por el
símbolo griego ρ (ro).
Densidad (°API), es un parámetro importante puesto que la diferencia de
32
densidad entre el agua y el crudo determina la velocidad de separación de
los glóbulos oleosos.
La densidad en líquidos y sólidos homogéneos, prácticamente, no cambia
con la presión y la temperatura; mientras que los gases son muy sensibles a
las variaciones de estas magnitudes. Los crudos pueden pesar menos que el
agua (livianos y medianos) o tanto más que el agua (pesados y
extrapesados)
Es la relación entre la masa y el volumen de un fluido y viene dado por la
siguiente ecuación:
ρ =
[ ]
Donde:
ρ= Densidad del fluido (gr/cc)
m= Masa (gr)
V=Volumen (cc)
2.6.1.5 Gravedad Específica
Es la propiedad más importante y por la cual se caracteriza al petróleo. La
gravedad API (American Petroleum Institute), denota la relación
correspondiente de peso específico y de fluidez de los crudos con respecto
al agua, además es un indicador de la densidad y la calidad del crudo. A
mayor Gravedad API, mayor será su valor. Existen otros factores que inciden
en el precio como el contenido de azufre, parafinas y metales pesados.
La ecuación general de API es la siguiente:
33
Gravedad Especifica =
API=
[ ]
La clasificación de los crudos por rango de gravedad º API utilizada en la
industria, a 60 ºF es la siguiente: (Ver Tabla 9)
Tabla 9: Clasificación del Petróleo según su grado API
Extrapesados < 1
Pesados 10 - 19.9
Medianos 20 - 29.9
Livianos 30 – 39.9
Condensados > 40
(Instituto Americano del Petróleo, 2010)
2.6.1.6 Relación Hidrógeno Carbono
Dependiendo del valor de la relación hidrógeno - carbono, tenemos la
naturaleza química predominante en un petróleo. Además se relaciona con
la densidad API y la viscosidad, pues, mientras más baja es esta relación,
tendremos que el petróleo es más pesado y más viscoso. En la Tabla 10 se
ilustra los valores correspondientes a esta relación.
34
Tabla 10: Relación Hidrogeno-Carbono
Naturaleza Química Valores de H/C
Parafínico 2.4 – 2.1
Olefínico 2.0
Nafténico 2.0
Aromático 1.0 – 1.8
Policíclico 0.8 – 1.0
(Instituto Americano del Petróleo, 2010)
2.6.1.7 Factor Volumétrico (Boi)
Es el factor que relaciona la unidad de volumen de fluido en el yacimiento
con la unidad de volumen en la superficie, es la relación entre el volumen de
aceite a condiciones del yacimiento y el mismo volumen a condiciones de
superficie. Se puede medir directamente de una muestra, calcularse u
obtenerse por medio de correlaciones empíricas.
2.6.1.8 Contenido de Azufre
El azufre está presente en el petróleo crudo, si no es eliminado durante los
procesos de refinación éste contaminará a los combustibles que se
produzcan; es un factor muy importante en el momento de su venta y/o uso.
El azufre del petróleo perjudica a las instalaciones de las refinerías, la
mayoría de éstas no están construidas para operar con este tipo se
sustancias o componentes que esta pueda formar, además es dañino para
algunos catalizadores.
35
De acuerdo al contenido de azufre el petróleo se clasifica de la siguiente
manera:
Petróleo dulce:
Contiene < 0.5% de azufre.
Es de alta calidad.
Se la usa para ser procesado como gasolina.
Petróleo medio:
Posee >0.5 y < 1% de azufre.
Petróleo agrio:
Contiene > 1% de azufre.
Alto costo de refinamiento.
Usado mayormente en productos destilados.
2.6.1.9 Factor de Caracterización
El factor de caracterización, Kuop, es una constante empírica propuesta por
Watson y Nelson, cuyo valor nos indica sobre la naturaleza química
predominante en los crudos y fraccione, como nos ilustra la Tabla 11.
36
Tabla 11: Naturaleza química por el factor de caracterización
Naturaleza Química Kuop
Parafínico 13.0
Mixto o intermedio 12.0
Nafténica pura 11.0
Aromátca pura 10.0
(Instituto Americano del Petróleo, 2010)
El factor de caracterización Kuop está dado por la siguiente relación
matemática:
( )
⁄
[ ]
Donde:
Factor de caracterización
= Temperatura media de ebullición
= densidad relativa 15.6/15.5 °C
2.6.1.10 Agua por Destilación (NORMA: ASTM D-95)
Significado:
El agua al pasar a la fase vapor aumenta su volumen en más de 1600 veces
lo cual causa dificultades al separarlo del crudo.
La determinación de agua en el petróleo crudo permite conocer el volumen
exacto y corregido a volumen neto para la comercialización del petróleo.
37
2.6.1.11 Agua y Sedimentos (NORMA: ASTM D-96)
Significado:
Este ensayo se lo realiza en los campos de producción para conocer la
cantidad de agua y al mismo tiempo de sedimentos para poder evitar las
incrustaciones, que alterarían la calidad del petróleo y aumentarían el costo
de producción.
2.6.1.12 Presión de Vapor REID (NORMA: ASTM D-323)
Significado:
Para el caso de hidrocarburos el ensayo de presión de vapor Reíd resulta
bien importante, ya que de una manera indirecta nos da a conocer el
contenido en productos o en componentes ligeros de una muestra, que
condicionan la seguridad de transporte, las pérdidas que sufre en el
almacenamiento y la volatilidad.
2.6.1.13 Punto de vertido o fluidez (NORMA: ASTM D-97)
Significado:
Para estimar la posibilidad de que el crudo y otros fluidos estén en
condiciones de ser transportados y las líneas de transferencia no sufran
condiciones extremas de trabajo o fuera de diseño, en el inicio de
operaciones de una máquina, es una indicación de la temperatura a la cual
puede ser transferido el crudo y lubricantes a través de una bomba.
38
2.6.2 PROPIEDADES DEL AGUA Y SU COMPOSICIÓN
Los componentes normales y sus propiedades son los siguientes:
2.6.2.1 Cationes
Calcio: los iones son un componente principal de las salmueras de
yacimientos petrolíferos. El ión calcio se combina fácilmente con
bicarbonatos, carbonatos, y sulfatos para formar precipitados insolubles.
Magnesio: los iones se presentan solamente en bajas concentraciones y
forman incrustaciones.
Sodio: es el catión más abundante en las salmueras de los yacimientos
petrolíferos. Generalmente se halla en concentraciones superiores a 35000
ppm. El sodio generalmente no presenta problemas en el manejo, pero
vuelve al agua no apta para el consumo humano o de animales, y es fatal
para la vida vegetal.
Hierro: naturalmente se halla en concentraciones muy bajas. Su presencia
muchas veces indica problemas de corrosión. El hierro también se combina
con los sulfatos y materias orgánicas para formar un lodo de hierro y es
susceptible de formar lodos si hay ácidos presentes.
Bario: es uno de los metales pesados, y se puede combinar con los sulfatos.
El bario se queda en la superficie por mucho tiempo, y se debe evitar la
descarga en la superficie. Todos los metales tienden a ser tóxicos para los
seres humanos en cantidades muy pequeñas. Como ejemplo los niveles
admisibles de metales pesados, las normas ambientales para actividades
hidrocarburiferas aparecen en el anexo A.
Estroncio y Radio: pueden ser radioactivos y formar costras.
39
2.6.2.2 Aniones
Cloruros: son casi siempre uno de los componentes principales de las
salmueras. El problema principal del manejo de los cloruros es que la
corrosividad de la salmuera aumente drásticamente con el contenido de
cloruro. Además el contenido de cloruro generalmente es demasiado
elevado para que el agua sea utilizable como agua potable, y es muchas
veces lo suficientemente elevado como para matar la mayor parte de la
vegetación.
Sulfatos: también forman costras pero además son la fuente alimenticia
para las bacterias reductoras de sulfatos que puede llevar a la formación de
H2S en el yacimiento.
2.6.2.3 Otras propiedades
Potencial De Hidrogeno (pH): es una medida de acidez o alcalinidad. Este
es importante en la formación de costras, la tendencia de formar costras
disminuye con pH más bajos y en el efecto del agua sobre la flora y fauna.
Un pH neutro es de 7.0, con un rango y 7.5 para aguas naturales. Los pH
fuera de esta escala conducen a la degradación de la vegetación y a la
mortandad.
Contenido de sólidos en suspensión: es la cantidad de sólidos que
pueden separarse por filtrado de un volumen dado, y se usa para estimar la
tendencia de taponamiento de los sistemas de inyección. Generalmente se
usa con filtros con poros de 0.45 micras de diámetro.
Solidos disueltos totales: es simplemente el residuo de la evaporación, o
la suma de los aniones y cationes de análisis
Salinidad: Se define como el contenido de NaCl y otras sales interpretadas
en términos de NaCl presentes en el crudo. La presencia de sales es
40
indeseable por su tendencia a cristalizar y obstruir los tubos conductores de
líquidos, además al calentarse se descomponen haciéndose corrosivas.
Los factores que hacen cambiar la salinidad son, la temperatura ya que si es
elevada provoca una evaporación intensa y por lo tanto un incremento de
salinidad resultante de la concentración de sales, también los aportes de
agua dulce, que por dilución, disminuye la salinidad.
2.6. 3 TIPOS DE AGUA
Según su grado de mezcla, el agua asociada con la producción de crudo
puede hallarse de la siguiente manera:
2.6.3.1 Agua Libre
Esta agua se incorpora al crudo a causa de la agitación a la que está
sometido durante el proceso para sacarlo del subsuelo. La mezcla es muy
inestable y se mantendrá mientras exista turbulencia.
Dado que las fases no están en íntimo contacto, su separación requiere
solamente un poco de reposo, por lo que los tiempos de decantación (o
sedimentación) son relativamente cortos.
2.6.3.2 Agua emulsionada
A diferencia del agua libre, es la que permanece mezclada con el crudo sin
separarse cuando se deja en reposo.
41
2.6.4 SEPARACIÓN DE AGUA Y CRUDO
El agua se separa del crudo en los separadores debido a la diferencia de
gravedad específica y de viscosidad.
Es importante resaltar que la caída de las gotas de agua está afectada por la
turbulencia, la viscosidad, la gravedad específica o densidad relativa, el
tamaño de las gotas, etc.
La velocidad de caída de las gotas de agua se entiende mejor analizando la
ley de Stokes.
( )
[ ]
Donde:
Vt = Velocidad de caída de la gota de agua (pie/s)
µ = Viscosidad de la fase continua (cp)
=Diferencia de gravedades específicas entre el agua y el petróleo.
d = diámetro de la gota de agua (micrónes)
La velocidad se verá rápidamente afectada si se incrementa el tamaño de la
gota. Una diferencia de gravedad específica o de densidad relativa entre el
agua y el crudo aumenta la velocidad de caída de agua, sin embargo vale
aclarar que cuando se trata de crudos pesados esta diferencia es mínima.
Cuando se tengan altas viscosidades, la caída de las gotas de agua será
dificultosa.
42
2.6.4.1 Coalescencia
La coalescencia es la aglomeración de las gotas de agua que están
dispersas en el crudo.
La coalescencia de las gotas de agua se ve afectada por la turbulencia.
La turbulencia no permite que las gotas de agua continúen juntándose ya
que la energía cinética provocada por ésta es muchas veces mayor que la
energía de adhesión de las partículas de agua. Esta coalescencia se dificulta
más aún si es que las gotas están muy dispersas en la fase de petróleo; por
eso en los separadores indicados conviene mantener siempre un colchón de
agua; de manera que el crudo pase a través de él lavándose.
Adicionalmente vale destacar que un adecuado tiempo de residencia dará la
oportunidad de una mejor separación del agua por la coalescencia ya
indicada.
Dependiendo de qué tipo de electricidad se utilice se tendrá la forma de
coalescencia de las gotas de agua. Cuando se usa energía alterna las gotas
de agua están girando sus polos, de manera que cuando están orientados
con polos opuestos éstos se van juntando hasta lograr un diámetro que
permita caer al fondo del recipiente.
Cuando se usa corriente continua, las gotas de agua dependiendo de su
orientación se van acumulando ya sea en el ánodo o en el cátodo hasta
tener el peso suficiente que haga caer a la nueva gota de agua.
2.6.5 GAS NATURAL
Es un energético natural de origen fósil, que se encuentra normalmente en el
subsuelo continental o marino. El gas natural existe en la naturaleza bajo
presión en rocas reservorios en la corteza terrestre ya sea en relación con
43
hidrocarburos livianos, hidrocarburos más pesados, agua, o solos, también
es producido en un reservorio similar o junto con petróleo crudo. Se formó
hace millones de años cuando una serie de organismos descompuestos
como animales y plantas, quedaron sepultados bajo lodo y arena, en lo más
profundo. En la medida que se acumulaba lodo, arena y sedimento, se
fueron formando estratos, transformando lentamente el material orgánico en
petróleo crudo y en gas.
Dado que el gas natural es el petróleo en estado gaseoso, siempre va
acompañado por el petróleo que está en estado líquido.
Los reservorios de petróleo y gas natural, están formados por rocas porosas
y permeables que se encuentran ubicadas en el subsuelo, por lo tanto hay
tres tipos de gases naturales: de gas asociado, gas seco, gas condensado.
El gas natural se encuentra:
Gas Asociado: En los reservorios de petróleo, donde, el gas está
disuelto o separado pero en contacto con el petróleo.
Gas Seco: Son reservorios cuyo nombre proviene del bajo contenido
de líquidos disueltos en el gas (menor a 10 barriles de líquidos por
millón de pies cúbicos de gas) en cuyo caso se le denomina gas no
asociado.
Gas Condensado: cuyo nombre proviene por la cantidad apreciable
de líquidos contenidos en fase vapor en el reservorio (entre 10 a 250
barriles de líquidos por millón de pies cúbicos de gas. A este gas
también se le denomina gas no asociado.
44
2.6.5.1 Composición Química del Gas Natural
La composición del gas natural incluye diversos hidrocarburos gaseosos,
con predominio del metano, cuya fórmula química es (CH4), pero en forma
práctica se simbolizara simplemente como (C1), simbología que se utilizará
con todos los hidrocarburos que conforman la serie parafínica, y en
proporciones menores luego el siguiente hidrocarburo es el etano, cuya
fórmula química es (CH3CH3), simplemente (C2). A continuación viene el
Propano (CH3CH2CH3) (C3). Si el gas que sale del yacimiento contiene,
también Butano (CH3CH2CH2CH3) (C4) o fracciones más pesadas en
cantidades suficiente, será un gas húmedo. En la Tabla 12, se indica los
componentes básicos del gas natural.
45
Tabla 12: Composición del Gas Natural
(La Torre Leonardo, Schlumberger 2008).
Componente Fórmula
Química
Estado
Físico
Composición %
Metano (C1)
CH4 Gaseoso 55,00-98,00
Etano (C2)
C2H6 Gaseoso 0,10-20,00
Propano (C3)
C3H8 Gaseoso 0,05-12,00
n-Butano (nC4)
C4H10 Gaseoso 0,01-0,80
IsoButano (iC4)
C4H10 Gaseoso 0,01-0,80
n-Pentano (nC5)
C5H12 Líquido 0,01-0,80
i-Pentano (iC5)
C5H12 Líquido 0,01-0,80
n-Hexano (nC6)
C6H14 Líquido 0,01-0,50
n-Heptano (nC7)
C7H14 Líquido 0,01-0,40
Nitrógeno
N2 Gaseoso 0,10-5,00
Dióxido
Carbónico
C02 Gaseoso 0,20-30,00
Oxígeno
02 Gaseoso 0,09-30,00
Sulfuro de
Hidrógeno
H2S Gaseoso Trazas-28,00
Helio
He Gaseoso Trazas-4,00
45
3. METODOLOGÍA
GENERALIDADES
Los separadores son el equipo más importante de una estación de
producción, se realiza la separación mayor de los tres fluidos del yacimiento:
gas, emulsión (mezcla agua-petróleo) y agua. Los objetivos de estos equipos
son:
Producir un caudal estabilizado de petróleo
Maximizar la recuperación de hidrocarburos líquidos
Minimizar los costos de compresión, cuando se utilice el gas
Minimizar el espacio, especialmente en plataformas petroleras
La eficiencia de un separador está determinada por la cantidad de líquidos
que es arrastrado por el gas y la cantidad de gas que está todavía en
solución en la corriente de líquido (Prueba de Presión de Vapor Reid).
El caudal de producción de un pozo puede incrementarse reduciendo la
contrapresión en superficie, especialmente disminuyendo la presión en el
separador a un valor mínimo que permita descargar el líquido y vencer la
presión de los siguientes equipos del sistema.
La separación instantánea ocurre cuando se reduce la presión bruscamente
en una mezcla de gas y petróleo, como resultado de este proceso se
produce más gas que líquido. En la separación diferencial, el gas a medida
que se libera es removido del sistema, obteniéndose una mayor producción
de líquido que gas.
46
3.1 SEPARADORES
Un separador es un cilindro de acero que por lo general se utiliza en los
procesos de producción, procesamiento y tratamiento de los hidrocarburos
para disgregar la mezcla en sus componentes básicos, petróleo, agua y gas.
El fluido debe permanecer en reposo dentro del recipiente durante cierto
lapso de tiempo para que ocurra la separación física de estas fases.
Separadores de baja temperatura.- Estos dispositivos se utilizan para la
separación de gas y condensados, a baja temperatura, mediante una
expansión. Están diseñados para manejar y fundir los hidratos que se
pueden formar al disminuir la temperatura de flujo.
Eliminadores.- Estos dispositivos se utilizan para eliminar los líquidos
(hidrocarburos y agua) de una corriente de gas a alta presión. Se utilizan
generalmente en los sistemas a baja temperatura. Algunos eliminadores solo
separan el agua de la corriente de gas.
Depuradores.- Son dispositivos que se utilizan para manejar corrientes con
muy altas relaciones de gas-líquido. Se aplican también para separar gotas
muy pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas, ya que estas no
son eliminadas generalmente por un separador ordinario. Dentro de este tipo
específico de separadores están los depuradores de polvo y los filtros, que
eliminan además de las gotas pequeñas de líquido, el polvo arrastrado en la
corriente de gas. Es muy recomendable instalar depuradores antes de los
compresores, con el fin de protegerlos de los daños que pueden causar las
impurezas arrastradas por el gas.
47
A raíz del agresivo programa de inyección de agua que se viene
implementando desde 1.995 en los yacimientos on shore, con el fin de
mejorar la participación en el incremento de la producción de hidrocarburos
a fin de mantener los niveles de producción más estables y menos
dependientes de pozos nuevos.
El primer paso del tratamiento, hacia las condiciones finales que
deben cumplir el agua para su reinyección en procesos de recuperación
secundaria [TSS<0.5ppm, Hc<0.5ppm, SS/Hc<5 m (95%)], o el petróleo
para su ingreso a las refinerías [BSW<0.5%, sales<100gr/m3], es la etapa
de corte, que es un proceso convencionalmente realizado en tanques
denominados cortadores, secundados con piletas API.
La necesidad de disponer de un sistema cerrado de tratamiento, que
permita obtener altos rendimientos operativos con un menor tiempo de
retención del fluido hacia su destino final, ha dado origen a la
implementación de los denominados separadores.
3.2 FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE MEZCLAS GAS-LÍQUIDO.
El crudo que viene de los pozos de petróleo, y llega a una estación a
través del manifold de entrada, y está generalmente compuesto por tres
fases:
Una emulsión de petróleo y agua
Agua libre
Gas
48
En algunos casos, toda la producción de los pozos que arriban al manifold,
se envía a un separador general, donde se separan gas y líquido. El gas se
envía a un sistema de deshidratación y endulzamiento si es necesario,
para luego ser inyectado a la red de gasoducto, o ser utilizado en la misma
estación como gas de servicio. El líquido (agua-petróleo) se almacena en
tanques, y luego se inyecta en oleoductos mediante bombas y
calentamiento.
En las estaciones puede llevarse a cabo una primera separación agua
- petróleo, en donde los líquidos provenientes del separador general, se
envían al tanque cortador. En este, se realiza la separación entre el
petróleo y el agua. Cada fase líquida se almacena y bombea a su
respectivo destino final.
Otra opción, para la separación de las fases, es utilizar un único equipo:
un Free Water Knock Out (FWKO). Este es un separador horizontal
diseñado a presión, en el cual se separan gas, agua y petróleo.
Existen diferentes factores que gobiernan la separación de mezclas de gas
y líquido y la forma en que afectan la eficiencia de los separadores. La
separación de mezclas de gas y líquido, se logra mediante la combinación
apropiada de los siguientes factores: gravedad, fuerza centrífuga y
choque.
3.2.1 SEPARACIÓN POR GRAVEDAD
Cualquier sección ampliada de la línea de flujo, actúa como asentador por
gravedad de las gotas de líquido suspendidas en una corriente de gas. El
asentamiento se debe a que se reduce la velocidad del flujo, en los
49
separadores el asentamiento por gravedad tiene lugar principalmente en la
sección secundaria, conocida también como sección de asentamiento por
gravedad.
En los separadores verticales, el flujo es vertical hacia arriba, las
partículas del líquido que se van a separar caen a contraflujo del gas. Las
partículas del líquido que descienden de la gravedad se aceleran, hasta
que la fuerza de arrastre se balancea con la fuerza gravitacional. Después
las partículas continúan por la acción cayendo a una velocidad constante,
conocida como velocidad de asentamiento.
Cuando el flujo de gas en la sección de separación es horizontal, la
velocidad de asentamiento es aquella a la cual las partículas suspendidas
viajan a través de la corriente de gas. Esta velocidad se puede utilizar para
calcular el tiempo de retención requerido para que una partícula de un
tamaño dado, se deposite desde la parte superior al fondo de la sección
de separación.
Las altas velocidades en los separadores verticales como los horizontales,
inducen turbulencia a la corriente de gas.
3.2.2 SEPARACIÓN POR FUERZA CENTRIFUGA
Este principio mecánico de separación se emplea en un separador tanto
en la sección de separación primaria como en algunos tipos de extractores
de niebla, por ejemplo el extractor tipo ciclónico.
Las partículas del líquido recolectadas en las paredes de un extractor de
niebla tipo ciclónico, difícilmente son arrastradas por la corriente de gas.
Sin embargo la velocidad del gas en las paredes del tubo ciclónico, no
debe ser mayor de un cierto valor crítico.
50
La fuerza centrífuga que se induce a las partículas de líquido suspendidas
en una corriente de gas, puede ser cientos de veces mayor que la fuerza
de gravedad que actúa sobre las mismas partículas.
3.2.3 SEPARACIÓN POR CHOQUE
Dicho mecanismo el que más se emplea en la eliminación de las partículas
pequeñas de líquido suspendidas en una corriente de gas, las mismas que
chocan contra obstrucciones donde quedan adheridas. La separación por
choque se emplea principalmente en los extractores de niebla tipo veleta y
en los de malla de alambre entretejido.
El choque de partículas en un proceso de separación de mezcla depende
del tiempo de separación de dos fluidos inmiscibles, el proceso ocurre
cuando dos gotas de fluidos diferentes chocan entre sí. Si el par de gotas
está expuesta a un ambiente de presión y turbulencia determinada la
energía cinética de este par de gotas induce a que las mismas se agrupen
de tal manera que se convierta en una sola, es decir, existe una energía
de adhesión. Por lo tanto, cuando este contacto se rompe el proceso es
finalizado y llamado coalescencia.
3.3 SECCIONES DE UN SEPARADOR
Un separador consta de las siguientes secciones, como se muestra en la
figura 5:
I. Sección de separación primaria
II. Sección de separación secundaria o fuerzas gravitacionales
III. Sección de extracción de neblina
IV. Sección de recolección o almacenamiento de las fases líquidas
51
Figura 5: Deshidratación de crudo
(Word group, 2006)
3.3.1 SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA
Comprende la entrada de los fluidos al separador, esta sección es la
encargada de separar la parte líquida de la corriente de gas, reduciendo así
la turbulencia del fluido. Posee un deflector que obliga al fluido a chocar y se
produce una reducción violenta del movimiento y el gas se separa de la fase
líquida.
Esta sección se encarga de controlar lo cantidad de movimientos de los
fluidos (turbulencia), la dirección y aceleración de los fluidos. La fuerza
centrífuga originada por la entrada tangencial, remueve apreciables
cantidades de líquido y permite redistribuir la velocidad del gas.
Dentro de los dispositivos internos utilizados en esta primera sección se
tiene:
52
A. Deflectores: su función es lograr un cambio rápido en la dirección y
velocidad de la corriente de entrada. Puede ser un plato plano, esférico,
un cono o algo que permita obstruir el flujo e iniciar la separación. Como
muestra la Figura 6. El diseño de estos deflectores depende de los
requerimientos de los soportes para resistir la carga de impulso-impacto.
Ciertos dispositivos tales como semi esferas o conos tienen ventaja sobre
los otros diseños de plato, ya que crean menos perturbación y con ello se
reducen los inconvenientes de crear emulsiones y de arrastrar el gas
nuevamente.
Figura 6: Deflector Tipo placa
(Paragon Engineering Services, 2005)
B. Tipo Ciclón: funciona mediante fuerzas centrífugas, en lugar de
agitación mecánica, la entrada de los fluidos es mediante chimenea
ciclónica, o utilizar una corriente tangencial de fluido alrededor de las
paredes. Estos dispositivos son patentados y usan una boquilla de un
tamaño tal que crea una velocidad del fluido aproximada de 20 pies por
segundo, alrededor de una chimenea cuyo diámetro es 2/3 del diámetro
que tiene el recipiente. Como se muestra en la Figura 7.
53
Figura 7: Deflector Tipo Ciclón
(Paragon Engineering Services, 2005)
3.3.2 SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA O FUERZAS
GRAVITACIONALES
En esta sección se separa la mayor cantidad de gotas de líquido de la
corriente de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo
que la turbulencia del flujo debe ser mínima, para esto, el separador debe
tener suficiente longitud.
En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aún
más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies colectoras de
gotas de líquido.
La fase continua en esta zona es el gas, pero este contiene partículas de
petróleo que son arrastradas por la corriente de gas. Existe un movimiento
uniforme, pero puede levantar partículas dependiendo de su tamaño
54
3.3.3 SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINA
Tiene como función eliminar el flujo tipo neblina, las gotas pequeñas de
líquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria
del separador.
En esta parte del separador se utiliza el efecto de choque y/o la fuerza
centrífuga como mecanismos de separación. Mediante estos mecanismos se
logra que las pequeñas gotas de líquido, se colecte sobre una superficie en
donde se acumulan y forman gotas más grandes, que se drenan a través de
un conducto a la sección de acumulación de líquidos o bien caen contra la
corriente de gas a la sección de separación primaria.
Entre los dispositivos utilizados en esta sección, se tiene:
A. Extractor de neblina de arco metálico: Son cilindros concéntricos y
corrugados, posicionados de tal manera que el gas se enreda en las
corrugaciones y se funde. Como podemos observar en la Figura 8.
Figura 8: Placa de Arco
(Paragon Engineering Services , 2007)
B. Mallas de alambre metálico: Es hecha de alfombras de alambre de
acero inoxidable muy finamente tejido y envuelto en un cilindro de una forma
55
muy apretadamente empacada. Las gotas de líquido se enredan en los
alambres tejidos y se funden, como podemos observar en la Figura 9.
La efectividad de la malla de alambre depende mayormente de que el gas
esté dentro del rango apropiado de velocidad. Si las velocidades son muy
altas, los líquidos extraídos serán nuevamente arrastrados. Si las
velocidades son bajas, el vapor simplemente desvían por el elemento malla
sin que las gotas enreden o fundan.
Figura 9: Almohadillas de Malla de Alambre (Paragon Engineering Services, 2007)
C. Extractores de Aleta (vanes o bafles): Obligan al flujo de gas a
experimentar cambios en dirección mientras pasa entre las placas
paralelas. Las gotas se enredan en las superficies de las placas, se
funden y caen a un área de recolección de líquidos para ser dirigidos
hacia la sección de recolección de líquidos del recipiente, Como lo
muestra la Figura 10.
56
Figura 10: Aletas
(Paragon Engineering Services, 2007)
D. Rompe vórtices: Este elemento es utilizado para impedir que se
formen vórtices, cuando la válvula de control de líquido se abra apra
expulsarlo, debido a que si esto ocurre pudiera arrastrar al gas que se
encuentra en la zona de vapor nuevamente a la corriente de líquido. El
interruptor de vórtices debe ser hecho de 3/8” como mínimo.
3.3.4 SECCIÓN DE RECOLECCIÓN O ALMACENAMIENTO DE LAS
FASES LÍQUIDAS
Esta zona es líquida, posiblemente puede tener atrapadas burbujas de gas;
utiliza el tiempo de retención para eliminar estas burbujas. En esta sección
se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas.
Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar
los posibles baches del líquido que se pueden presentar en una operación
normal, además posee elementos de instrumentación industrial adecuada
como son los controladores de nivel mediante un flotador para manejar
volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación.
La sección de almacenamiento de líquidos debe estar situada en el
separador, de tal forma que el líquido acumulado no sea arrastrado por la
57
corriente de gas que fluye a través del separador. Se requiere de un tiempo
de resistencia mínimo para llevar a cabo el proceso de separación.
Los principales componentes externos de un separador, podemos observar
en la Figura 11.
Figura 11: Componentes Externos de un Separador
(Repsol YPF, 2007)
3.4 COMPONENTES INTERNOS DE UN SEPARADOR
Los componentes principales internos de un separador, los podemos
observar a continuación en la Figura 12.
58
Figura 12: Componente Internos del Separador
(Repsol YPF, 2006)
1. Entrada del fluido
2. Válvula de seguridad de presión
3. Placa coalescente
4. Rompedor de olas
5. Salida del gas
6. Extractor de niebla
7. Control de nivel de crudo
8. Salida del crudo
9. Rompedor de Vortex
10. Visor
11. Salida de agua
12. Control de nivel de agua
13. Placa deflectora
3.5 FUNCIONAMIENTO
El fluido una vez que ingresa al separador choca con la placa deflectora, en
esta sección todo el líquido y gas tratarán de separarse, si el agua y el crudo
no están emulsionados, el agua caerá al fondo del recipiente y el crudo se
59
depositará sobre el agua, el gas fluirá hacia la salida del gas en la parte
superior.
Es gas arrastra gotas de agua y crudo hacia su salida, con el fin de evitar
que crudo y vapor condensado salgan junto al gas se instalan en el interior
del separador placas coalescentes y malas de alambre, sin embargo no se
logra una separación total de las gotas de líquido por lo que se requiere la
utilización de inyección de químico antiespumante.
Por la parte inferior del recipiente es evacuada el agua, y el crudo es
recolectado a través de un canal que tiene su salida en la parte intermedia
del separador.
Para controlar el nivel de agua y crudo se lo realiza mediante un controlador
de nivel de interfase y un controlador de nivel de crudo, así como la presión
con un controlador de presión de gas. La mayor parte de separadores
poseen un sistema de Sand Jet que nos permite realizar limpiezas internas
con el objetivo de eliminar la acumulación de arenas y sólidos en el fondo del
recipiente.
3.6 CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES
a) Por su aplicación
Separador de Prueba
Es utilizado para separar y medir la cantidad de los fluidos provenientes
del pozo, como también nos permite conocer las características físico-
químicas de los fluidos (petróleo, agua y gas), el cual es extraído de un
pozo establecido el cual nos permite saber las propiedades de ese
yacimiento.
60
Separador de Producción
Este separador es el encargado de separar el petróleo, del gas y del
agua de toda la producción de los pozos que fluyen hacia la estación,
podemos observar en la Figura 13.
Figura 13: Separador de Producción
(Petroecuador, 2009)
b) Por el fluido que separa
Separador Bifásico
Estos separadores de dos fases separan el fluido del pozo en líquido y gas,
y descarga el gas por la parte superior del recipiente y el líquido por la parte
61
inferior. En estos equipos, las partículas de líquido se asentaran y las de gas
se irán hacia arriba.
Separador Trifásico
Los separadores de tres fases, se refiere a la separación de gas, petróleo y
agua no emulsionada, por diferencia de densidades. Para esto se
proporciona al líquido suficiente tiempo de residencia y es depositado en un
espacio donde no hay turbulencia.
Además de los dispositivos y secciones con que cuentan los separadores de
líquido y gas, el separador de tres fases cuenta con los siguientes
accesorios y características:
1) Dispositivos de descarga independientes para el aceite y para el
agua.
2) Un sistema de control para la interfase agua – petróleo.
3) Una capacidad de líquidos suficiente para proporcionar el tiempo de
retención necesario para que se separe el petróleo y el agua.
c) Por la forma
Los separadores por su forma se clasifican en:
Horizontales:
El fluido entra en el separador y se contacta con un desviador de ingreso,
causando un cambio repentino en el impulso y la separación bruta inicial de
líquido y vapor. La gravedad causa que gotas de líquido caigan de la
corriente de gas al fondo del recipiente de recolección. Esta sección de
recolección de líquido provee el tiempo de retención necesario para que el
62
gas arrastrado evolucione del petróleo y suba al espacio de vapor. También
provee volumen de oleada, si fuese necesario, para manejar los sobrepesos
intermitentes de líquido.
Luego el líquido sale del recipiente mediante una válvula de descarga de
líquidos, que es regulada por un controlador de nivel. El controlador de nivel
siente cambios en el nivel del líquido y controla la válvula de descarga.
El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego horizontalmente por medio
de la sección de asentamiento de gravedad sobre el líquido, mientras el gas
fluye por esta sección, gotas pequeñas de líquido que no fueron separadas
por el desviador de ingreso son separadas por la gravedad y caen a la
interfaz de gas - líquidos.
Algunas gotas son de un diámetro tan pequeño que no son fácilmente
separadas en la sección de asentamiento de gravedad. Por lo tanto, antes
que el gas salga del recipiente, pasa por una sección de fundición, o un
extractor de neblina. Esta sección emplea aletas, malla de alambre, o placas
para fundir y remover las gotas muy pequeñas, como se puede observar en
la Figura 14.
Un controlador abre y cierra la válvula de control de presión en la salida de
gas para mantener la presión deseada en el recipiente. Normalmente, los
separadores horizontales se operan llenados solamente hasta la mitad con
líquidos para maximizar el área de interfaz de gas - líquidos.
63
Figura 14: Separador Horizontal
(Paragon Engineering Services, 2007)
Verticales:
En este separador el flujo de entrada ingresa al recipiente por un lado, al
igual que con el separador horizontal, el desviador de ingreso hace la
separación bruta inicial. El líquido fluye hacia abajo a la sección de
recolección de líquidos en el recipiente, y luego baja a la salida de líquidos.
Cuando el líquido llega al equilibrio, las burbujas de gas fluyen en sentido
contrario a la dirección del flujo de líquidos y eventualmente migran al
espacio de vapor, como se observa en el esquema de la Figura 15. El
controlador de nivel y la válvula de descarga de líquidos opera de la misma
forma como en el separador horizontal.
El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego arriba hacia la salida de
gas. En la sección de asentamiento de gravedad, las gotas de líquido caen
hacia abajo, en sentido opuesto a la dirección del flujo de gas. El gas pasa
por la sección del extractor de neblina antes de salir del recipiente. La
64
presión y el nivel son mantenidos de la misma forma que en el separador
horizontal.
Figura 15: Esquema del Separador Vertical
(Paragon Engineering Services, 2007)
Esféricos
Las mismas cuatro secciones previamente descritas también están en este
recipiente. Los separadores esféricos pueden ser considerados como un
caso especial de separadores verticales sin un casco cilíndrico entre los dos
cabezales.
Este diseño puede ser muy eficiente desde el punto de vista de contención
de presión, pero debido a su capacidad limitada de oleada líquido y
dificultades con la fabricación, los separadores esféricos ya no son
recomendados para aplicaciones en la industria hidrocarburifera. Como se
puede observar en la Figura 16.
65
Figura 16: Esquema Separador Esférico
(Paragon Engineering Services, 2007)
3.7 SEPARADORES DE AGUA LIBRE (FWKO)
Más conocidos como “Free Water Knockout”, son separadores trifásicos que
actúan mediante los principios de separación física, es decir, por la sola
influencia de las fuerzas de gravedad debido a la diferencia de densidades
entre el hidrocarburo, el agua y el gas, el cual nos permite separar gas –
petróleo y agua libre, como se puede observar en la Figura 17.
Sirven para eliminar el agua libre que se forma cuando el porcentaje de agua
libre excede el 50 %. Básicamente tiene una configuración similar a los
separadores trifásicos, incrementándose únicamente el diámetro y los
deflectores en la fase líquida para eliminar la espuma y proporcionar flujo
laminar, favoreciendo la decantación del agua.
66
Estos equipos normalmente trabajan con un nivel de líquido entre el 50 y 75
% del diámetro del recipiente, debido a que la cantidad de gas será menor.
El controlador de nivel será el mecanismo más importante del FWKO, para
evitar flujos de emulsión en la corriente de agua y viceversa.
El agua obtenida de los separadores trifásicos y el FWKO, debe tener una
cantidad mínima de petróleo (menor a 100 ppm), para ser enviada al
proceso de tratamiento e inyección de agua de formación.
Figura 17: Deshidratación del Crudo
(Petroproducción, 2008)
67
3.7.1 ELEMENTOS INTERNOS DE UN SEPARADOR DE AGUA LIBRE
(FWKO)
Los elementos internos de un separador de agua libre, los podemos
observar en la Figura 18.
Figura 18: Corte lateral de un “Free Water Knockout”
(Repsol YPF, 2006)
A. Recipiente: Permite recolectar los fluidos e iniciar la separación, el cual
es calorifugado con lana mineral o secciones rígidas de lana de vidrio de 2”
de espesor y con protección exterior de chapa galvanizada.
B. Soporte: Aseguran la estabilidad del equipo mediante los lineamientos
indicados en los planos del fabricante del FWKO, el cual es montado sobre
dados de 300 mm de altura de la base, donde se apoyarán las cunas de la
envolvente, donde se soporta el equipo.
C. Distribución de entrada: Deflectores y ciclones que permiten el cambio
abrupto de la dirección y la velocidad del flujo de entrada al recipiente.
D. Eliminador de espuma: La espuma es estabilizada al hacer pasar la
misma por una serie de placas paralelas o tubos que ayudan a desintegrar
las burbujas.
68
E. Placas perforadas: Dispositivos que permiten un flujo controlado e igual
a lo largo del recipiente. Asegurando el tiempo de residencia adecuado en el
equipo
F. placas de coalescencia: Son placas paralelas lisas o corrugadas, a
través de las cuales se hace pasar el flujo de la producción, favoreciendo la
separación agua - petróleo.
G. Sand jet: Sistema de lavado de fondo de recipiente, con agua a presión
que tiene por objeto la remosión de sólidos sedimentados en el fondo del
mismo.
H. Placas de desborde de crudo: Dispositivos que permite el rebose del
crudo emulsionado exento de agua libre.
I. Rompe Vortice: Previene que se desarrolle un vortice cuando la válvula
de control de salida del líquido está abierta.
J. Eliminadores de neblina: Dispositivos que imponen cambios laminares
en el flujo y la dirección de la corriente de gas, las gotas de líquido son
atrapadas por la red, permitiendo posteriormente la caída hacia la sección de
petróleo.
3.7.2 FUNCIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE AGUA LIBRE
El fluido una vez que entra al separador y golpea en una placa deflectora,
este cambio repentino en el momentum inicia la separación del líquido y el
vapor. La placa deflectora posee un elemento que direcciona el flujo del
líquido bajo la interfase agua – petróleo y cerca de la interfase petróleo –
agua.
La fuerza de la gravedad causa que las gotas de líquido se separen del gas
cayendo al fondo del recipiente donde es recolectado. La sección de
recolección del líquido provee el tiempo de retención requerido para permitir
69
que el petróleo y la emulsión formen una capa en el tope. El agua libre se
dirige al fondo y el gas que se separa del petróleo se eleva al espacio de
vapor. El líquido luego sale del recipiente a través de la válvula de descarga
de líquido. Por un control de nivel se regula la válvula de descarga de
líquido.
El agua producida fluye desde una tubería del recipiente localizada en la
parte inferior. El controlador de nivel de la interfase mide la altura de la
interfase petróleo – agua. El controlador envía una señal a la válvula
controladora de agua que permite la cantidad correcta de agua para salir del
recipiente, de tal manera que la interfase petróleo – agua es mantenida a la
altura de diseño.
El gas fluye sobre la placa deflectora y luego horizontalmente a través de la
sección de separación gravitacional sobre el líquido. Como el gas fluye a
través de esta sección, pequeñas gotas de líquido que habían entrado en el
gas y no fueron separadas por la placa deflectora son separadas por
gravedad y caen a la interfase gas – líquido.
Algunas de estas gotas son de diámetro pequeño que no son tan fácilmente
separadas en la sección de separación gravitacional, antes de que el gas
salga del recipiente, este pasa a través de una sección de extracción de
neblina. En esta sección se usa elementos como los vanes o bafles, mallas
de alambre, o placas para coalescer y remover las gotas mas pequeñas de
líquido en una separación final antes de que el gas salga del recipiente.
Mediante un controlador de presión es mantenida la presión en el separador,
los sensores del controlador de presión indican los cambios de presión en el
separador y envían una señal de abrir o cerrar la válvula de control de
presión.
Para controlar la rata de gas que va a salir por el espacio de vapor del
recipiente, se debe mantener una determinada presión. Normalmente, los
separadores horizontales son operados con la mitad llena de líquido para
70
maximizar el área superficial de la interfase gas – líquido. El proceso de
separación de agua libre, podemos observar en la Figura 19.
Figura 19: P&D de un Sistema de Tratamiento FWKO
(Repsol YPF, 2008)
3.7.3 PRINCIPALES PROBLEMAS DE UN SEPARADOR DE AGUA LIBRE
(FWKO)
Los principales problemas operativos pueden causan daños irreparables en
el separador, como se lo describe a continuación.
71
3.7.3.1 Formación de espumas
Es necesario determinar mediante pruebas de laboratorio, las tendencias de
crudo a formar espumas para incluir en el diseño o no platos rompe
espumas, o caso contrario se procede a inyectar químico antiespumante.
Este problema se origina debido a las impurezas presentes en los fluidos de
producción (agua/petróleo), las cuales generan problemas mecánicos en los
controladores de nivel en la interfase petróleo – gas.
La formación de espumas reduce su eficiencia de operación, dificultando la
separación del gas de líquidos, originando arrastre de gas en la descarga de
líquidos del separador.
3.7.3.2 Tamaño de las partículas del líquido
El tamaño de las partículas suspendidas en el flujo de gas, es un factor
importante en la determinación de la velocidad de asentamiento en la
separación por gravedad y en la separación por fuerza centrífuga. (ver
Tabla 12). También es importante en la determinación de la distancia de
paro, cuando la separación es por choque.
La velocidad promedio del gas en la sección de separación secundaria,
corresponde a la velocidad de asentamiento de una gota de líquido de
cierto diámetro, que se puede considerar como diámetro base.
Teóricamente todas las gotas con diámetro mayor que el base, deben ser
eliminadas. En realidad lo que sucede es que se separan partículas más
pequeñas que el diámetro base, mientras que algunas más grandes en
diámetro no se separan. Lo anterior es debido a la turbulencia del flujo, y a
que algunas de las partículas de líquido tienen una velocidad inicial mayor
que la velocidad promedio del flujo de gas. La separación de flujo
horizontal también está sujeta a los mismos efectos.
72
La recuperación de líquidos en el separador es aproximadamente 5000
galones por millón de pie cúbico de gas, mientras que el volumen de
líquidos que se recupera en el tanque de almacenamiento es del orden de
2000 galones por millón de pie cúbico.
Tabla 13. Comportamiento de las partículas de líquido en función de su tamaño
TAMAÑO DE LA PARTÍCULA
EEFCTO
10 micrones < dm <100 micrones Retenidas por el extractor de neblina
400 micrones < dm < 500 micrones Se asientan por efecto de gravedad
>10 micrones Se depositan en la zona de retención
de líquido
(Arnold Ken, Superface Production Operations, Vol II, 1999)
3.7.3.3 Acumulación de parafinas
La acumulación de parafinas en el extractor de neblina, afecta a las
superficies de coalescencia de la sección de acumulación de líquidos, se
deberá utilizar extractores de niebla de platos o centrífugos, también se
puede utilizar vapores o solventes (monholes), para lo cual se debe proveer
de orificios al recipiente.
Para el caso en que se tenga crudos parafínicos, se recurre a la utilización
de dispersantes o inhibidores de parafinas, a dispositivos electromecánicos
que actúen como dispersantes de las parafinas.
73
3.7.3.4 Problemas de arena
Debido a las altas fuerzas de arrastre por altos caudales de producción, la
arena proveniente de la formación productora debido a completamiento
original deficiente provoca abrasión de las partes internas de las válvulas de
descarga, afectando los controles de nivel para incluir la instalación de un
adecuado sistema de control de arena en el completamiento original del
pozo.
La producción de arena causa abrasión en las líneas de descarga del
separador, acumulación de arena en el fondo del recipiente y taponamiento
en las salidas o descargas del líquido, lo cual debilita el material y disminuye
la vida útil de las mismas, por lo tanto se recurre a la utilización de
dispositivos resistente de la abrasión e incluir el uso de un sistema de lavado
a presión de agua.
3.7.3.6 Causas químicas (agentes emulsionantes)
La emulsión se forma en la interfase agua – petróleo, dificultando el control
de nivel según el tipo de interfase. Se puede agregar rompedores de
emulsión o el uso de fuentes de calor para reforzar el rompimiento de estas
emulsiones.
3.7.3.7 Problemas de arrastre de líquido en la fase gaseosa
Por la presencia de alto contenido de agua y crudo en la corriente de gas a
la salida o descarga provoca un alto nivel del líquido, daños en el sistema de
control de nivel, distancia insuficiente entre el desviador de flujo y extractor
de niebla, tiempos de residencia bajos, daños en las válvulas de descarga y
alta turbulencia.
74
De experiencia de campo se ha determinado que partículas de líquido de
100 micrones o mayores son removidas en la sección de asentamiento
gravitacional del separador. Este parámetro incide en la velocidad de
asentamiento, de las partículas de líquido, la misma que indica la velocidad
máxima que debe tener el gas para permitir que partículas de líquido de este
diámetro o mayores se separen del gas en movimiento.
3.7.3.8 Problemas de arrastre de gas en la fase liquida
Existe deficiencia operacional en el proceso de separación debido a la
presencia de espuma, daños en los elementos internos del recipiente, y bajo
tiempo de residencia.
Se debe considerar que si la velocidad del gas supera a la del diseño,
existirá un arrastre de gas en la corriente de flujo de líquido.
3.7.3.9 Problemas que ocasiona el tiempo de arrastre
El tiempo de retención, es el tiempo necesario para que el líquido y el gas
lleguen a un equilibrio a la presión del operador y las partículas inicien el
proceso de asentamiento. Este tiempo puede estimarse de varios segundos
hasta minutos (30 seg. – 3 min.); 5 min, crudo en el Oriente Ecuatoriano.
El tiempo de retención afecta el tamaño del separador, mientras mayor sea
el tiempo de retención mayor serán las dimensiones del separador y la
calidad de separación también se incrementará.
Si hay presencia de espuma el tiempo de retención tiende a aumentar hasta
3 o 4 veces el tiempo establecido, consecuentemente se deberá utilizar
químicos con efectos antiespumantes, además de este efecto tendremos la
dificultad de que la espuma ocupa más espacio, con lo que el volumen para
75
recolección de líquidos y gases varía, con la consecuencia de una mala
separación de fases; y por último al tener espuma en demasía el líquido no
estará en 2 fases, sino en tres fases, lo que resulta difícil controlar.
3.8 DIMENSIONAMIENTO DE UN SEPARADOR DE AGUA
LIBRE (FWKO) HORIZONTAL
Cuando el petróleo y el agua se encuentran mezclados con cierta intensidad
y luego se deja reposar, una capa de agua muy clara se forma en el fondo
del recipiente. El tamaño de esta capa con el tiempo se indica en la Figura
20.
Después de un período de tiempo, entre tres y veinte minutos, el cambio en
la altura del agua es insignificante. La fracción de agua, obtenida por
decantación, se conoce como “agua libre”, por este motivo a los
separadores trifásicos se les conoce también como “free water knock-out”
FWKO.
Figura 20: Capa de Agua vs. Tiempo
(Repsol YPF, 2010)
% Agua en la muestra
Tiempo
hw
/h
hw
h
e h
oPetróleo
Emulsión
Agua
76
Un separador horizontal trifásico es muy similar a un separador bifásico, con
la diferencia que la fase del petróleo se vierte a una sección de acumulación,
antes de descargarse fuera del equipo, Ver Figura 21.
En la mayoría de los diseños el deflector de choque a la entrada, tiene una
pantalla que obliga al líquido a descender, para ayudar a definir rápidamente
las capas de petróleo y agua. El nivel de la interfase gas-petróleo puede
variar desde la mitad hasta los tres cuartos de la altura (diámetro) del
separador, dependiendo de la relación gas-líquido que tenga el flujo de
entrada, es decir, si existe más líquido que gas, el nivel será el más alto.
Figura 21: Separador de Agua Libre
(Petroecuador, 2009)
77
3.8.1 SEPARADORES HORIZONTALES TRIFÁSICOS
Para el dimensionamiento de los separadores horizontales trifásicos se
necesita especificar un diámetro del separador y una longitud de costura a
costura. Esta selección debe satisfacer las características para la capacidad
de gas que permitirá a las gotas de líquido caer desde el gas hasta la zona
de volumen de líquido, mientras que el gas atraviesa la longitud efectiva del
separador. Ésta debe proveer un tiempo de retención suficiente para que el
líquido se separe del gas.
Las consideraciones de la capacidad del gas y del tiempo de retención
establecen ciertas combinaciones aceptables de diámetro y longitud. La
necesidad de separar gotas de agua de 500 micras del petróleo establece un
diámetro máximo.
3.8.2 VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO
Las gotas de líquido se asentaran en la sección de separación gravitacional
a una velocidad determinada, al igualar la fuerza de gravedad que influencia
la gota de líquido con la fuerza de arrastre que genera el moviendo relativo
de la fase continua de gas. La fuerza de arrastre se puede determinar
mediante la ecuación:
[
] [ ]
Donde:
Fd = fuerza de arrastre (lb)
CD = coeficiente de arrastre
A= área de la sección transversal de la gota (pie2)
= densidad de la fase continua (lb. /pie3 )
Vt = velocidad Terminal de asentamiento de la gota (pie/s)
78
gc = constante gravitacional 32.174 lbm-pie/lb. s2
Si el flujo alrededor de la gota fue laminar entonces se aplica la Ley de
Stokes donde:
[ ]
= número de Reynolds
Por lo tanto se puede decir que la velocidad de asentamiento de la gota,
cuando existe flujo laminar del gas viene dada por:
( )
[ ]
Donde:
diferencia de gravedades especificas, relativa al agua entre la gota y el ═ץ ∆
gas.
dm= diámetro de la gota (micras)
µ = viscosidad del gas (cP)
Para el caso de las Estaciones de producción la ley de Stokes no es
aplicable, razón por lo cual la siguiente ecuación más completa para el
coeficiente de ecuación.
+
⁄+ 0.34 [ ]
Igualando la fuerza de arrastre y de flotación la velocidad final de
asentamiento se determina por:
[(
)
] ⁄
[ ]
Donde:
Vt= velocidad de asentamiento de las gotas
ρl= densidad del líquido (lb. /pie3)
79
ρg= densidad del gas a la temperatura y presión del separador (lb./pie3)
dm= diámetro de la gota (micras)
µ= viscosidad del gas en (cP)
Las ecuaciones 3.4 y 3.5 se pueden resolver de manera iterativa de la
siguiente manera.
1. CD es =0.34 y asumimos entonces:
[(
)
]
⁄
2. Calcular el número de Reynolds mediante
3. Con el número Re calculado se busca el valor de CD usando la ecuación
3.4
4. Con el nuevo valor de CD volver a calcular Vt usando la ecuación 3.5
5. Comparar el valor obtenido de Vt con el valor anteriormente asumido, de
tal manera que si son aproximados será el valor correcto, caso contrario el
nuevo valor de Vt debe ser usado en el paso número 2 para repetir el
proceso.
3.8.3 CAPACIDAD DEL GAS
La limitaciones de la capacidad del gas proporcionan las siguiente fórmula:
dLeff = [
] [ ]
80
Donde:
d= diámetro interno del separador (pulgadas)
Leff=longitud efectiva del separador donde ocurre la separación (pies)
T= temperatura de operación (°R)
Qg= tasa de flujo de gas (MMPCN/día)
P= presión de operación (psia)
Z= factor de desviación del gas
K= constante que depende de las propiedades del gas, del líquido y del
tamaño de la gota a ser separada del gas.
3.8.4 TIEMPO DE RETENCIÓN
De acuerdo con las restricciones de tiempo de retención se pueden obtener
también aceptables combinaciones de dimensiones del separador diámetro
(d) y longitud efectiva (Leff).
[( )( ) ( )( ) ] [ ]
Donde:
tasa del flujo de agua (bls/día)
( ) = tiempo de residencia del agua (minutos)
= tasa del flujo de petróleo (bls/día)
( ) = tiempo de residencia del petróleo (minutos)
3.8.5 ECUACIÓN DE ASENTAMIENTO
El Requerimiento de que las gotas de agua de 500 micras sean capaces de
separarse de la capa de petróleo se establece la siguiente ecuación.
81
( ) ( )
[ ]
Donde:
= espesor de la capa de petróleo (pulgadas)
= diferencia de gravedades específicas entre el agua y el petróleo
= viscosidad absoluta en cP
Este es el espesor máximo de la capa de petróleo que puede haber y
todavía permitir que las gotas de agua se separen en un tiempo de retención
del petróleo ( )
Para = 500 micras
( ) ( ) ( )
[ ]
Cuando se tiene especificado el tiempo de retención del petróleo y el tiempo
de retención del agua, dado la restricción del máximo espesor de la capa de
petróleo establece un diámetro máximo de acuerdo con el siguiente
procedimiento:
Calcular ( )
Calcular la fracción de área de la sección transversal ocupada por la
fase de agua, mediante la siguiente ecuación:
( ) ( ) ( )
[ ]
Donde:
Aw= área de la sección transversal ocupada por el agua
A= área total del cilindro.
82
Qo= tasa de flujo de petróleo (Bls)
Qw= tasa de flujo del agua (Bls)
(tr)w y (tr)o= tiempo de residencia del agua y tiempo de residencia del petróleo
(minutos)
Con los resultados anteriores, vamos a la figura 22 y se determina el
coeficiente (Z).
Si de las combinaciones (diámetro, longitud efectiva) logra satisfacer las
necesidades presentadas por las tres ecuaciones (3.1, 3.2, 3.3), entonces
cumplirá con el requerimiento y criterio de que será posible separar las
gotas de agua de hasta 500 micras.
FIGURA 22. Determinación del coeficiente (z) para un cilindro lleno hasta
la mitad con líquido
(Sistemas de Producción en Campos Petroleros, 2007)
83
Calcular dmax de:
( )
[ ]
3.8.6 LONGITUD COSTURA A COSTURA Y RELACIÓN DE ESBELTEZ
La longitud del separador de costura a costura puede ser calculada
geométricamente una vez que ha sido determinada una longitud efectiva.
Debe considerarse un espacio para el invertidor de flujo de entrada y para el
extractor de neblina. Para propósitos de selección la siguiente aproximación
es útil:
[ ]
[ ]
Si en el dimensionamiento del equipo es predominante la capacidad del gas
debe utilizarse una relación de esbeltez limitada de 4 a 5 para evitar el re-
arrastre de líquido a la fase de vapor en la interfase gas-liquido. Pero si es
considerado predominante la capacidad del líquido, puede utilizarse una
relación de esbeltez más elevada. Pueden ocasionarse olas internas en la
interfase agua-petróleo, por lo tanto si no existen estudios específicos, se
recomiendo usar relaciones de esbeltez menores a 6. la mayoría de
separadores horizontales trifásicos tienen un dimensionamiento cuya
relación de esbeltez está en el orden entre 3 y 5.
84
3.9 SELECCIÓN DE PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN
EL DISEÑO DEL SEPARADOR
A los efectos de diseño de un separador se deben considerar los parámetros
que afectan el comportamiento del sistema. Se analizará las propiedades de
los fluidos, las cuales se derivan del comportamiento de las fases que se
separan cuando la mezcla de hidrocarburo entra al recipiente. Las
características del gas y del líquido dentro de la unidad intervienen de
manera directa en el dimensionamiento. Dentro de estos parámetros
tenemos:
3.9.1 PARÁMETROS DE OPERACIÓN
o Presión.
o Temperatura.
o Tasa de gas.
o Tasa de petróleo.
o Tasa de agua (de ser requerida).
3.9.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
o Viscosidad.
o Gravedad específica.
o Densidad.
o Gravedad API.
o Factor de compresibilidad (z)
85
3.9.3 PARÁMETROS A DETERMINAR PARA EL DIMENSIONAMIENTO
DE SEPARADORES
Es fundamental determinar ciertas características geométricas para obtener
una separación eficiente de los fluidos provenientes del pozo, por lo tanto se
necesita definir:
• Capacidad de gas.
• Capacidad de líquido.
• Diámetro del separador.
• Longitud del separador.
• Dimensión y ubicación de las distintas boquillas del separador y el
dispositivo extractor de neblina.
Las características de dimensionamiento deben satisfacer las necesidades
de producción tomando en cuenta el menor costo posible, para tal fin es
recomendable aumentar la longitud que el diámetro.
3.9.4 SECUENCIA PARA EL DISEÑO DE SEPARADORES DE AGUA
LIBRE (FKWO)
En el diseño de separadores de agua libre intervienen muchos parámetros,
se requiere unos datos de entrada, los cuales permiten el desarrollo de una
serie de cálculos, que nos llevan a obtener el separador que cumplen con
las exigencias de operación (dependiendo el caso), el operador debe estar
en la capacidad de elegir él más adecuado.
86
3.9.5 DIMENSIONAMIENTO SEPARADOR GAS-PETRÓLEO-AGUA
LIBRE HORIZONTAL
Se establece la secuencia paso a paso, que permite diseñar el separador
horizontal de agua libre (FKWO) más óptimo a partir de datos de entradas
específicos.
Datos de entrada:
• Presión = p (lpca)
• Temperatura = T (°F)
• Tasa de petróleo = Qo (bpd)
• Tasa de gas = Qg (MMpcsd)
• Tasa de agua =: Qw (bpd)
• Gravedad específica del gas = GEg
• Gravedad específica del agua = GEw
• Gravedad API
• Viscosidad del petróleo (cp)
• Tamaño de gota = dm (micrón)
• Tiempo de retención de petróleo = tro (min)
• Tiempo de retención de agua = trw (min)
En la tabla 14, podemos observar los valores de las propiedades
y características de los fluidos que se procesan en la estación
SA1.
87
Tabla 14. Propiedades y Características de los Fluidos de la
Estación
(Centro de Investigación Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo, 2011)
Paso 1
Seleccionar un tiempo de residencia para el petróleo (tr )o y para el agua (tr)w.
Paso 2
Calcular (ho)max. Usar como dato valido que le diámetro de la gota de agua
es de 500 micras en caso de que no exista otra información.
( ) ( )
Temperatura de Operación (F) 105.0
Presión de Operación (psi) 35.0
API 28.6
Gravedad Específica del Petróleo 0.8838
Densidad del Petróleo (lb/PC) 55.2
Viscosidad del Petróleo (cp) 10.96
Diámetro de la Partícula (um) 155
Gravedad Específica del Gas 1.236
Densidad del Gas (lb/PC) 0.169
Factor de Compresibilidad del Gas (z) 0.9918
Viscosidad del Gas (cp) 0.0110
Peso Molecular del Gas (lb/lb-mol) 32.0000
Salinidad (ppm CL) 25800.0
Gravedad Específica del Agua 1.044
Densidad del Agua (lb/PC) 65.16
Viscosidad del Agua (cp) 0.65
88
Para 500 micras: ( ) ( ) ( )
Paso 3
Obtener el valor de Aw/A.
( ) ( ) ( )
Paso 4
Calcular
, mediante la figura 22.
Paso 5
Determinar dmax
( )
Nota: dmax. Depende de Qo, Qw, (tr)o y (tr)w
Paso 6
Calcular combinaciones de diámetro y longitud efectiva, para diámetros
menores al diámetro máximo, que puedan satisfacer las restricciones de la
capacidad del gas. Usando un tamaño de gota de 100 micrones si ninguna
información adicional está disponible.
[
]
89
[(
)
]
⁄
Paso 7
Calcular combinaciones de diámetro y longitud efectiva, para diámetros
menores a dmax. Que cumpla con las restricciones de tiempos de retención
del petróleo y del agua.
[( )( ) ( )( ) ]
Paso 8
Determinar la longitud de costura a costura para:
capacidad del gas
capacidad del líquido
Paso 9
Escoger dimensiones aceptables. La relación de esbeltez (
)debe
fluctuar entre 3 y 5.
90
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
Para la elaboración del manual de procedimientos a seguir para instalar un
separador trifásico de agua libre es necesario conocer los pasos a realizarse
en este proceso. Para la elaboración de dicho manual es necesario conocer
la norma API 12J. La cual nos ayuda a determinar los componentes internos
y externos del separador y las principales fallas que sufren los equipos.
API 12J. es un documento para la instalación de separadores, sus
componentes y funcionamiento, el cual es de gran ayuda para determinar las
principales fallas en los equipos internos debido a la formación de espumas,
parafinas, arenas.
4.1 “ELABORACIÓN DE UN MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
PARA INSTALAR UN SEPARADOR TRIFÁSICO DE AGUA
LIBRE (FREE WATER KNOCK-OUT) EN LA ESTACIÓN
SHUSHUFINDI- AGUARICO DEL CAMPO SA1”
SECCIÓN I
MARCO LEGAL
La elaboración de un manual de procedimientos para instalar un
separador trifásico de agua libre (Free Water Knock-out) en la
estación Shushufindi- Aguarico del Campo SA1, provee normas
de diseño y regulaciones establecidas por la norma API 12J.
91
SECCIÓN II
Equipo de protección personal
Toda empresa debe proporcionar a sus empleados todo el EPP
requerido para realizar sus labores.
El correcto uso y selección del EPP, es importante para realizar un
trabajo seguro y saludable.
Todo el personal debe ser entrenado en el uso correcto del Epp, sus
beneficios, propósitos, funcionamiento, inspección y mantenimiento.
SECCIÓN III
Prevención y protección contra incendios
Un incendio representa un peligro serio para el personal y las instalaciones
por lo tanto se requiere de controles específicos para reducir el riesgo de
incendio, a fin de evitar daños mayores tanto al personal como a las
instalaciones.
1.- Mantenga siempre el equipo contra incendios en buenas condiciones y
sin obstrucciones.
2.- Efectúe inspecciones periódicas de todos los equipos de uso.
3.- Reporte todo daño o deterioro causado por su uso o exposición al
ambiente al Departamento de QHSE.
4.- Todos los extinguidores deben ser recargados inmediatamente después
de su uso, hayan o no sido descargados completamente.
92
SECCIÓN IV
INFORMACIÓN SOBRE EL PROCEDIMIENTO Y ESPECIFICACIONES
TÉCNICAS PARTICULARES DEL MONTAJE
El Jefe de la estación, Superintendente, Supervisor y operadores son
los responsables de una operación eficiente y libre de accidentes.
El supervisor es el encargado de revisar que el recipiente es
calorifugado con lana mineral en colchonetas ó secciones rígidas de lana de
vidrio de 2” de espesor, densidad 100 Kg/m3, con barrera de vapor,
de acuerdo a la norma ASTM C 547 Clase 1, conductividad térmica no
mayor a 0.26 BTU. Pulg./hora.Pie2 a 75°F de temperatura promedio,
resistencia a hongos y bacterias de acuerdo a l a n o r m a ASTM D. 202.
Las líneas de salida de agua, petróleo, y los stand pipe de los indicadores
de nivel, también calorifugados, estos últimos con traceado eléctrico para
mejorar la visión.
Los operadores se encargan de revisar los ánodos de sacrificio los
cuales son de 76mm de longitud adecuada al 80 % del diámetro del
recipiente, instalados, suspendidos en la parte superior del recipiente a
través de una brida de 4”,para permitir su control de potencial o extracción
sin necesidad de vaciar y/o abrir el equipo.
Las líneas de descarga de gas, petróleo, agua y drenajes,
correctamente soportadas se prolongan terminadas en bridas alineadas
sobre el mismo lado, salvo la línea de entrada de fluido que estará del lado
opuesto, todas a 300mm del piso. En plano opuesto a la entrada de fluido
se ubica un skid con los cuadros de válvulas de regulación de petróleo y
agua; el que posee terminaciones bridadas a fin de realizar el
93
conexionado con las terminaciones bridadas de las líneas de salida del
equipo, procedimiento que debe ser supervisado por el superintendente.
Se conectan las válvulas esféricas de paso total con internos
inoxidables y asiento con inserto de teflón. Las válvulas de hasta 1
1/2”con conexión NPT, para 2”y superiores van conectadas a una brida
que permite el control del potencial.
El accionamiento de las válvulas esféricas de hasta 4” inclusive a
palanca y con esfera flotante, para diámetros superiores será con
mecanismo sin fin y corona.
Las válvulas mariposas tipo wafer, aptas para colocar entre bridas
según la Norma ANSI B16.5 #150, cuerpo de hierro fundido, disco de
aleación aluminio-bronce, asiento Buna “N”. Posee accionamiento manual
a palanca para 6” e inferiores y con reductor a tornillo sin fin y corona
helicoidal para diámetros superiores a 6”.
Los sistemas de control de Gas y Líquidos llevan conexión con
válvula esférica para venteo ½” y drenaje 1”, para purga de las válvulas de
control, las cuales deben llevar un control mensual a cargo del supervisor.
Los instrumentos y válvulas aptos para trabajar a la intemperie,
seleccionados de acuerdo a las condiciones de diseño y de proceso
especificadas en la norma API RP 550.
Las tuberías y accesorios de los lazos de control de acero
inoxidable normalizado mínimo 3/8” van conectados con accesorios de
conexión a compresión también de acero inoxidable. Con manifold
integrales para los montajes, con válvulas aguja y purga y válvulas esféricas
previas de bloqueo.
94
PROCEDIMIENTO PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA INTERIOR
La aplicación y preparación de todas las superficies la realizará un
aplicador calificado. (Personal capacitado en pintura anticorrosiva)
Los obreros son los encargados de la eliminación de bordes filosos,
amolar hasta obtener un radio mínimo de 5mm.
Amolado al ras de las costuras de soldaduras, de manera de presentar
un aspecto no inferior al grado CS/BK según Norma DIN 8563, parte
3.
El recipiente no debe llevar salidas con niples, las salidas serán
bridadas de 50 mm de longitud como mínimo.
Aplicar una capa ligera de abrasivo seco a metal blanco, es decir
directo al metal externo.
Aplicar epoxi cerámico flexible, espesor 250mm en interior del
recipiente.
Aplicar revestimiento a base de fluorpolimero horneado, en el interior
de cañerías de agua, petróleo, gas y lodos.
PROCEDIMIENTO PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA EXTERIOR
Aplicar una capa muy ligera de abrasivo seco a metal casi blanco.
Aplicación epoxi altos sólidos, 2 capas de 125mm, total 250mm.
Las cuñas o monturas de apoyo, se aplicará pintura anticorrosiva
normal de color negro.
95
PROCEDIMIENTO PARA IDENTIFICAR Y DIFERENCIAR LOS EQUIPOS
Los aperadores después de recibir la orden de trabajo del supervisor,
proceden a pintar las cañerías de gas, deben ser pintadas de color
Amarillo, según la norma IRAM D 1054 05-1-040.
Las cañerías de electricidad, van de color Negro, como se indica en
la norma IRAM D 1054 11-1-060.
Las cañerías de petróleo, deben ser pintadas de color Castaño, como
se indica en la norma IRAM D 1054-07-1-150.
Las cañerías de agua, van de color verde, según la norma IRAM D
1054-01-1-140, a fin de evitar contaminaciones.
Chapa de identificación: La chapa de identificación de acero
inoxidable, está fijada por soldadura o tornillos en el frente del
recipiente, y en la misma se consigna: Fabricante, caudal operativo,
presión de prueba y diseño, temperatura de diseño, material y
espesor de chapa en cuerpo y cabezales, espesor de corrosión,
diámetro y longitud de envolvente, volumen del equipo, peso de
equipo vacío y en operación, estampa de calidad del recubrimiento
anticorrosivo interior.
PROCEDIMIENTO DE CONTROL DE CALIDAD
Se debe realizar el test radiográfico de todas las soldaduras; e
hidrostático, de acuerdo con lo establecido en el Código ASME
Sección VIII, Div. 1, manteniendo la presión durante seis (6) horas
sin que se produzcan pérdidas ni exudaciones, luego del ensayo se
reemplazan todas las juntas.
Los manuales de operación y mantenimiento deben incluir los
planos aprobados y los certificados de control de calidad de
fabricación de cada elemento constitutivo y de la aplicación del
96
recubrimiento interno anticorrosivo. El PLC debe contar con una
garantía expresa que el Hardware y Firmware [programas de
computación no volátiles contenidas en un dispositivo de hardware
como memoria de sólo lectura (ROM)] provistos, cumplen, y
continuarán cumpliendo, todos y cada uno de los estándares y
criterios necesarios para su uso y operación en el Año 2000 y
siguientes, en total y completa conformidad con cualquier
especificación aplicable establecida y no requerirá ninguna
re-elaboración, reprogramación, modificación, reinstalación o
recopilación.
PROCEDIMIENTO DEL MONTAJE - CONEXIÓN E INSTALACIÓN
Para el montaje en obra, se debe efectuar un estudio de suelos,
a fin de determinar el valor de fundación de las bases, de acuerdo
a las características dimensionales y de peso del FWKO. El predio
terminado debe quedar en su parte superior con una superficie de
aproximadamente 30 m. x 10 m., donde se corta el terraplén hasta la
profundidad que determine el estudio; luego se rellena en capas de
caliza no mayores de 10 cm compactando con agua y elementos
mecánicos apropiados
Posteriormente, se procede a la construcción de las bases según
los lineamientos indicados en los planos del fabricante del FWKO,
de manera de asegurar la estabilidad del equipo, y considerando una
velocidad de viento de 64 m/seg para el diseño.
El hormigón que sobresale del terreno debe quedar terminado sin
imperfecciones para lo cual se deberá utilizar encofrado apropiado. A
150 mm del nivel del terreno se debe construir una platea que
abarque la base.
97
El FWKO se montará sobre dados de 300 mm de altura de la base,
donde se apoyarán las cunas de la envolvente, donde se soporta el
equipo. Se efectúa la instalación de las cañerías de ingreso,
descargas, escaleras, plataformas, etc.
Una vez instalado el FWKO totalmente equipado, se debe verificar y ajustar
el siguiente instrumental:
Sistema de regulación de nivel de petróleo.
Sistema de regulación de nivel de interfase
Sistema ecualizador de presión / salida de gases
Instrumentación asociada (manómetros, termómetros, visores de
nivel, etc.) Sistema automático de drenajes de lodos. PLC
Protección catódica
PROCEDIMIENTO DE LA PUESTA EN MARCHA DEL SEPARADOR
Se debe cerrar todas las válvulas de purga y los bloqueos, dejar una
sola válvula de venteo abierta.
Llenar con agua hasta el 75% de su diámetro.
Cerrar la válvula de venteo que se dejó abierta.
Habilitar el suministro de gas a instrumentos.
Abrir los bloqueos del sistema ecualizador, presurizar a la presión de
operación.
Abrir los bloqueos de descarga de agua y petróleo, y gradualmente el
98
ingreso de fluido al equipo.
Controlar el funcionamiento de los controladores de nivel de interfase
y de petróleo.
Una vez que le equipo se encuentre funcionando dentro de su
capacidad, su marcha continuará en forma automática.
102
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
1. La elaboración del manual de procedimientos para instalar el
separador trifásico de agua libre (Free Water Knock-out), permite determinar
los parámetros a seguir al momento de instalar en la línea de producción a
fin de evitar daños operativos causados por las fallas en el montaje,
conexión e instalación.
2. En el año 2011 en la Estación SA1, en base a la información del
historial acumulado de producción se concluye que la producción de agua
alcanza los 86470 BPD con un porcentaje de agua libre del 72.3 %, razón
por la cual es conveniente la instalación de dicho separador. La
implementación de este separador alcanzara a manejar el total de la
producción esperada hasta el 2022 la misma que es de 5.960 MMPCS de
gas, 39600 BAPD y 13800 BPPD.
3. Mediante la norma API 12J, la cual ayuda como guía estándar sobre
el diseño y construcción de los separadores, la misma que permite
determinar los procedimientos y especificaciones a seguir con respecto a su
instalación y montaje, teniendo en cuenta que las operaciones en campo no
permiten que se aplique de forma específica dicha norma.
4. Los separadores de agua libre son de gran importancia debido a
beneficios que ofrece en la producción de petróleo y gas natural, los cuales
deberían implementarse en cada una de las estaciones bajo las condiciones
de producción de fluidos especialmente de agua.
103
5.2 RECOMENDACIONES
1. El aumento del corte de agua en el campo SA1 es alarmante, para el
año 2022 la estación Shushufindi-Aguarico tendrá que soportar un BSW
cercano al 95%, motivo por el cual es necesario incrementar procesos para
tratar y reinyectar al agua de formación.
2. Todos los equipos que se utilizan en el FKWO deberán cumplir con las
normas de seguridad y mantenimiento recomendadas por la API, ASME y
ANSI.
3. Mantener un adecuado control de las características físico – químicas
de los fluidos que ingresan al separador trifásico de agua libre, a fin de evitar
daños en el mismo y optimizar su funcionamiento.
4. Es importante que todos los equipos que se encuentran en la estación
SA1 posean chapas de identificación, así como también las cañerías del gas,
agua petróleo y electricidad estén pintadas de colores diferentes
respectivamente para poder diferenciarlas, se recomienda que una vez al
año se pinten la tuberías y también se realice un mantenimiento preventivo
cada 3 meses a todos los equipos.
5. Se recomienda que todo el personal encargado de manipular, dar
mantenimiento y/o poner en línea de producción dicho separador, debe
utilizar todo el Equipo de Protección Personal (EPP) completo, en buen
estado y darles charlas cobre el uso, mantenimiento y funcionamiento del
Separador de Agua Libre (FWKO).
105
NOMENCLATURA
- U: Arena “U”
- T: Arena “T”
- BT: Arena Basal tena
- PVT: Presión Volumen Temperatura
- API: Instituto Americano del Petróleo
- GOR: Relación Gas Petróleo
- µo: Viscosidad del Petróleo
- ppm: Partes por millón
- BPD: Barriles producidos
- BSW: Porcentaje de Agua y sedimentos
- CM2: centímetro cuadrado
- BOI: Factor Volumétrico
- Kuop: Factor de caracterización
- pH: Potencial De Hidrogeno
- Z: Factor de compresibilidad
- Ppr: Presión pseudoreducida
- Tpr : Temperatura pseudoreducida
- PMg: Peso molecular del gas
- µg: viscosidad del gas
- Vt: Velocidad de asentamiento
- CD: Coeficiente de arrastre
- Re: Número de Reynolds
- K: constante de Souders & Brown
- dm: Diámetro de la gota
- Leff: Longitud Efectiva
- Qw: tasa de agua
106
- CH4: Metano
- Qo: tasa de petróleo
- trw: tiempo de retención del agua
- tro: tiempo de retención del petróleo
- Ao: área de petróleo
- Al: área de líquido
- Volo: volumen de petróleo
- Volw: volumen de agua
- ho: Altura de petróleo
- Longitud costura-costura
- R :Relación longitud-diámetro
- : Velocidad de la boquilla
- Diámetro de la boquilla
- Diámetro de la boquilla de salida del líquido
- MMpcsd: Millones de pies cúbicos normales al día
107
GLOSARIO
Demulsificante: Son los encargados de romper la emulsión para
obtener crudo seco y agua limpia. Los demulsificantes pueden ser
aplicados en un amplio rango de temperaturas para conseguir el
resultado deseado. La selección adecuada (de acuerdo con las
características del fluido y la disponibilidad de facilidades de
producción) y la aplicación son determinantes para un exitoso
resultado.
Pozo exploratorio: Es aquel que se perfora luego de haberse
descubierto entrampamientos de hidrocarburos en una estructura con
el fin de delimitar el yacimiento.
Pozo de desarrollo: Es aquel que se perfora en un campo
hidrocarburifero con el propósito de realizar la explotación de sus
yacimientos.
Reserva Remanente: Son las reservas que todavía permanecen en
el yacimiento y son recuperables, las cuales son cuantificables a
cualquier fecha posterior al inicio de la producción comercial. Para
determinar estas reservas se debe conocer la producción acumulada
de las arenas productoras del campo.
Anticlinales: Se denomina anticlinal a un pliegue de la corteza
terrestre en forma de lomo cuyos flancos se inclinan en sentidos
opuestos.
108
Falla Geológica: grieta o fractura entre dos bloques de la corteza
terrestre, a lo largo de la cual se produce desplazamiento relativo,
vertical u horizontal.
Caudal o Flujo: Es la cantidad de fluido que pasa en una unidad de
tiempo. Normalmente se identifica con el flujo volumétrico o volumen
que pasa por un área dada en la unidad de tiempo.
Flujo Turbulento: Al aumentar el gradiente de velocidad se
incrementa la fricción entre partículas vecinas al fluido, y estas
adquieren una energía de rotación apreciable, la viscosidad pierde su
efecto, y debido a la rotación las partículas cambian de trayectoria. Al
pasar de unas trayectorias a otras, las partículas chocan entre sí y
cambian de rumbo en forma errática.
Fluido: es toda sustancia que tiene la propiedad de fluir, y carece de
rigidez y elasticidad, y en consecuencia cede inmediatamente a
cualquier fuerza tendente a alterar su forma y adoptando así la forma
del recipiente que lo contiene. En petróleos se maneja tres fluidos
principales: petróleo, gas y agua, o sus mezclas.
Emulsión: Sistema termodinámicamente inestable constituido por
una suspensión de partículas en el seno de otra fase líquida no
miscible. Las partículas de líquido dividido, constituyen la fase
dispersa o interna de la emulsión; el líquido en el seno del cual las
gotas están dispersas, representan la fase continua o externa. Es una
mezcla de líquidos inmiscibles de manera más o menos homogénea
Impurezas del petróleo: Las impurezas se constituyen
principalmente por las sales, fundamentalmente cloruros de sodio,
calcio y magnesio, presente en el agua de formación que tiene el
109
crudo. Óxidos de hierro, productos de la corrosión de los equipos y
medios de transporte. Arcilla, arena, sólidos en general, provenientes
de la formación productora. Compuestos organometálicos, que
afectan los catalizadores de unidades de conversión, desactivándolos.
Cristales de sal u óxidos en suspensión.
Relación gas Petróleo (GOR): es la rata volumétrica de gas
relacionada con la rata de flujo volumétrico de petróleo, ambos
convertidos en volúmenes en condiciones de presión y temperatura
estándares. De igual manera, es el resultado de dividir un volumen de
gas a condiciones normales para un volumen de petróleo que también
se encuentran a condiciones normales.
Solubilidad del Gas: se define como la cantidad de gas que se
encuentra en solución en petróleo crudo a determinada condiciones
de presión y temperatura. Para un mismo gas y petróleo a una
temperatura constante la cantidad de gas en solución aumenta
proporcionalmente con la presión; y a una presión constante, la
cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura
aumenta.
Línea de descarga: es la tubería que permite transportar los
hidrocarburos producidos desde la cabeza del pozo hasta las
instalaciones de producción.
Presión de fondo fluyente: es la presión que se mide en el fondo de
un pozo a nivel de la zona de disparos, a condiciones de flujo
gobernadas por un estrangulador.
110
Condensado: Es el conjunto de hidrocarburos en fase líquida que se
obtienen a partir de un gas a ciertas condiciones de presión y
temperatura.
Mmpcd: Unidad de flujo volumétrico normalmente utilizada en la
industria para el gas y que indica millones de pies cúbicos por día de
gas a condiciones estándares de 1 atm y 60 °F.
Estrangulador: Son dispositivos mecánicos que se utilizan en los
pozos para provocar una restricción al flujo, con objeto de controlar el
aporte de agua y arena proveniente de los yacimientos. Generalmente
los estranguladores se colocan en la superficie en el árbol de válvulas
o en el cabezal recolector a la llegada de cada pozo.
Fase: Es la parte del sistema que difiere, en sus propiedades, de la
otra parte del sistema. Los sistemas de hidrocarburo generalmente se
presentan en dos fases: gaseosa y líquida.
Catalizadores: Es una sustancia química, que modifica la velocidad
de una reacción química, interviniendo en ella pero sin llegar a formar
parte de los productos resultantes de la misma.
Roca Reservorio: Se encuentran presentes en la cuenca
sedimentaria y permiten determinar la extensión de las zonas
favorables para el descubrimiento de zonas productoras. Un
reservorio para ser considerado como tal, debe poseer porosidad y
permeabilidad, que en conjunto con la presión y la temperatura
determina el volumen de hidrocarburo en la misma.
Inyección de agua: Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia
los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua.
111
Esta técnica ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de
algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de
aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas,
entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba
la producción de petróleo en los pozos vecinos. Para la inyección se
utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista
ambiental el uso de agua fresca .El agua preparada para la inyección
debe presentar características similares al agua encontrada en el
yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el método.
Recuperación secundaria: Consiste en inyectar dentro del
yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener el
gradiente de presión. Estos fluidos se inyectan en ciertos pozos
inyectores, y desplazan o arrastran una parte de petróleo hacia los
otros pozos productores.
Manifold: Es el encargado de recolectar la producción de varios
pozos, permitiendo el manejo total o individual del flujo de los
diferentes pozos, mediante un sistema de válvulas y tuberías se
controlan y direccionan dichos fluidos hacia determinado equipo de la
facilidad, según la operación a realizar.
Sistema de deshidratación de crudos: es el proceso mediante el
cual se separa el agua asociada con el crudo, ya sea en forma de
emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido en un
porcentaje inferior o igual al 1%.
Gasoducto: un gasoducto es una conducción de tuberías de acero,
que sirve para transportar gases combustibles a gran escala, por las
que el gas circula a alta presión desde el lugar de origen.
112
Químico antiespumante: Son aditivos cuyo objetivo es reducir la
formación de espuma en productos de petróleo: aceite de silicio para
romper burbujas superficiales grandes, y las varias clases de
polímeros que disminuyen la cantidad de burbujas pequeñas
atrapadas en el crudo.
113
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116
ANEXO
ANÁLISIS PVT DE LAS ARENAS BT, U y T DEL CAMPO SA1
Pozo Arena Pi
(psi)
Pb
(psi)
Boi
(bl/Bf)
Uoi
(cp)
API T
(F)
GOR
(PCS/BF)
Bob
(bl/BF)
Densidad
(gr/cc)
Uob
(cp)
SS-51 BT 2940 870 1.1508 4.959 24 185 187 1.1749 0.8103 3.956
SS-27 U 3172 960 1.1602 11.533 18 220 141 1.1831 0.8371 6.799
SS-87 U N.R 1240 1.2722 2.44 28 220 319 1.308 0.7417 1.81
SS-88 Us+Ui N.R 1190 1.2044 2.57 28 218 263 1.2345 0.7797 1.93
SS-68 T N.R 970 1.2674 3.24 32 221 304 1.2831 0.7402 2.72