PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS FACILIDADES DE SUPERFICIE *PROFA. ING. CARMEN CABELLO FACILIDADES DE SUPERFICIE Las instalaciones mediante las cuales se llevan a cabo el transporte y separación de los fluidos producidos por un pozo se denominan facilidades de superficie. El objetivo fundamental de las facilidades de superficie en operaciones de producción petrolera, consiste en separar los fluidos del pozo en sus tres componentes básicos: crudo, gas y agua. Equipo superficial del pozo El pozo debe estar completado (equipos de producción dentro del pozo en funcionamiento, pruebas de producción realizadas, válvulas de seguridad (impide reventones) debidamente aseguradas al cabezote del pozo y las válvulas maestra, de brazo, manómetros y estranguladores (choques) instalados y probados. Los pozos que fluyen naturalmente están en general equipados con un elemento que no se requiere en la producción de extracción por gas o para pozos de bombeo, y eso es un estrangulador. Cabezal Evidentemente, si algún dispositivo es útil y necesario es el cabezal del pozo. El cabezal es un elemento que provee un medio seguro y adecuado para sostener y anexar el equipo de
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PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS
FACILIDADES DE SUPERFICIE
*PROFA. ING. CARMEN CABELLO
FACILIDADES DE SUPERFICIE
Las instalaciones mediante las cuales se llevan a cabo el transporte y
separación de los fluidos producidos por un pozo se denominan facilidades de
superficie. El objetivo fundamental de las facilidades de superficie en
operaciones de producción petrolera, consiste en separar los fluidos del pozo
en sus tres componentes básicos: crudo, gas y agua.
Equipo superficial del pozo
El pozo debe estar completado (equipos de producción dentro del pozo en
funcionamiento, pruebas de producción realizadas, válvulas de seguridad (impide
reventones) debidamente aseguradas al cabezote del pozo y las válvulas maestra, de
brazo, manómetros y estranguladores (choques) instalados y probados.
Los pozos que fluyen naturalmente están en general equipados con un elemento
que no se requiere en la producción de extracción por gas o para pozos de bombeo, y
eso es un estrangulador.
Cabezal
Evidentemente, si algún dispositivo es útil y necesario es el cabezal del pozo. El
cabezal es un elemento que provee un medio seguro y adecuado para sostener y
anexar el equipo de “control de arremetidas durante la perforación” y mas adelante
suministra un sello entre las diferentes sartas de revestimiento, y finalmente una
conexión para el árbol de navidad (ver Figura II.1) que controla el flujo de fluidos del
pozo
El cabezal es el punto final donde las sartas concéntricas de revestimientos y
tuberías de producción llegan a la superficie. Esa colección de válvulas, colgadores y
elementos empacadores se conoce como el cabezal, cabezote del pozo ó “Árbol de
Navidad”. También se puede utilizar para tratamientos de estimulación, de fluidos de
circulación u otras emergencias que pueden surgir durante la vida del pozo.
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Luego de concluir la fase de perforación y completación de un pozo y comenzar
la vida productiva del mismo, el cabezal del pozo representa el equipo más importante,
ya que permite mantener el control del pozo. Una falla de este equipo puede permitir
que el pozo fluya de manera incontrolada. Esto ocasionaría pérdidas económicas,
contaminación del medio ambiente y hasta pérdidas humanas. Por eso, al seleccionar
un cabezal se deben considerar todos los parámetros de producción, y además debe
tener mantenimiento adecuado. Un cabezal de pozo esta constituido de los siguientes
elementos:
El cabezal de la tubería de revestimiento intermedia o cabezote grande , el cual
se encarga básicamente de soportar la tubería de revestimiento de producción,
sellar el espacio anular entre la tubería de revestimiento de superficie y la
tubería del revestidor de producción y sirve de base para la instalación de
válvulas de seguridad.
El cabezote de la tubería de producción , el cual soporta la tubería de
producción y sella el espacio anular entre el revestidor y la tubería.
La cruz o cruceta del árbol de navidad , con la cual se realiza el control del
pozo. Esta constituida por un conjunto de válvulas mediante las cuales se logra
el control del pozo.
Funciones del Cabezal
El cabezal del pozo y sus accesorios sirven como medio para:
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Controlar y dirigir la entrada y salida de fluidos y gases, bajo las condiciones de
presión de las distintas sartas de tubería, principalmente con el uso de las válvulas
y reductores.
Proporciona salidas para el retorno de fluidos que ascienden por el espacio anular.
Facilitar la suspensión y sellar la siguiente sarta de revestimiento; y los espacios
anulares entre las tuberías.
Las líneas de flujo
Son las tuberías de diferente diámetros (varían con la gravedad del petróleo) que
conducen la producción de cada pozo a los sistemas de recolección denominados
múltiples de producción, antes de ser enviados al resto de los equipos de producción
que conforman una estación de flujo. El diámetro de la línea de flujo varia entre 2 y 10
pulgadas (0,051 mts y 0,254 mts) dependiendo de las condiciones de operación de la
línea tales como: tasa de producción, viscosidad y densidad del crudo transportado y
presión del cabezal del pozo. La longitud de la línea de flujo es otro parámetro
importante. En los casos de las línea de flujo llegan directamente a una estación de
flujo la longitud no excede los 5 Kms.
Las líneas de flujo se diseñan de acuerdo a la máxima presión de operación, el
caudal de flujo a manejar, la longitud de la línea, la variación de presión tolerable, las
condiciones geográficas y del suelo y el mantenimiento requerido. Con estos datos es
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posible seleccionar el diámetro de línea, el peso y el tipo de tubería. En el diseño de
las líneas de flujo se calcula fundamentalmente lo siguiente:
La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula
generalmente utilizando modelos Multifásicos.
Los espesores óptimos del tipo de material a usar tomando en cuenta las
presiones de trabajo.
Los sistemas de limpieza y mantenimiento.
Los sistemas de protección.
Los sistemas de anclaje.
La Estación de Flujo
La estación de flujo es muy parecida a una estación de descarga, faltándole solo
facilidades de almacenamiento del petróleo. En los cabezales del manifold, el petróleo
se divide en flujo húmedo, limpio, o de prueba.
El petróleo limpio (petróleo con menos de 1% de agua) pasa a través de los
separadores y luego a la estación de descarga. El petróleo del separador de prueba
fluye a un tanque de prueba donde es calibrado y luego bombeado por la tubería de
petróleo a la estación de descarga. El petróleo húmedo (petróleo con más de 1% de
agua) es conducido a un tanque para deshidratación, y luego a un segundo tanque. De
este tanque también es bombeado a la estación de descarga.
El separador de 1000psi en la estación de flujo se usa para el gas de alta
presión que se necesite en el área. El petróleo pasa por una segunda etapa de
separación de 250 psi antes de entrar a la línea conductora hacia la estación de
descarga.
Todo gas en la estación de flujo es medido antes de conducirse a los diferentes
sistemas (1000psi, 250 psi o mechúrrio). La medición de este gas se hace
exactamente igual que en los manifolds de campo.
Las funciones principales de una estación de flujo son:
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Recolección de la producción de los diferentes pozos de un área determinada.
Separación del gas, petróleo y agua presente en el crudo a presiones optimas.
Hacer posible la realización de pruebas individuales para pozos.
Proporcionar un sitio para el almacenamiento temporal de petróleo.
Bombear el petróleo a patio de tanque.
Los equipos e instalaciones principales que conforman una estación de flujo son:
• Líneas de flujo (Venezuela Oriental y Venezuela Occidental)
• Múltiples de producción
• Separadores de gas-líquido
• Tanques de producción
• Equipos de desalación
• Sistemas de tratamiento químico
• Tratadores de líneas de flujo
Los múltiples de producción
Son construidos de manera tal, que permitan desviar la corriente total de la
producción de un pozo cualquiera, hacia un separador de prueba con el objeto de
poder cuantificar su producción.
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El múltiple de producción consta de un cabezal para producción general y un
cabezal para prueba individual de los pozos. En el cabezal general se recolecta la
producción de cierta cantidad de pozos que llegan a la estación de flujo. En el cabezal
de prueba se aísla la línea de flujo de cada pozo para realizar mediciones de
producción en cada uno de los pozos. Usualmente el diámetro del cabezal de prueba
es menor que el diámetro del cabezal de producción. El cabezal de prueba es utilizado
también en situaciones de emergencia como cabezal para producción. En la entrada
de los cabezales del múltiple se encuentra una válvula de un solo paso que evita el
retorno del petróleo de la estación hacia el pozo y el aumento del derrame en caso de
rotura de una línea de flujo.
Cuando se realiza el diseño de un múltiple es importante tomar en cuenta lo
siguiente:
Controlar la velocidad de la mezcla que fluye a través del múltiple para evitar
ruidos, vibraciones y reducir el proceso de erosión y de depositacion de
sedimentos.
La caída de presión en el múltiple debe ser pequeña en comparación con la
caída de presión en la línea de flujo.
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Evitar que ocurra separación de crudo y gas dentro del múltiple, debido que
esto afecta la producción.
Depuradores
Los depuradores son separadores que manejan mezclas con alta relación
gas/petróleo y su función es remover pequeñas cantidades de liquido que se
encuentran en el gas. Los depuradores se encuentran a la salida de la estación de
flujo y antes de la planta compresora y maneja el gas que sale de los trenes de
separación. El diseño de los depuradores se basa en la primera sección de separación
en la cual predomina elementos de impacto para remover partículas liquidas.
Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo
que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron
atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas,
como lo son H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea
de líquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso,
el gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o
miniplantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja
con motores a gas.
Los separadores
Como su nombre lo indica, sirven para separar los crudos y tratarlos en los
patios de tanque antes de poder ser enviados a los terminales de embarque, ya que
para ese momento los crudos deben tener las especificaciones requeridas por el
cliente o a las refinerías. Estos separadores se clasifican de acuerdo a su
configuración en verticales, horizontales y esféricos y según su función en
separadores de prueba y separadores de producción general. Como las tuberías y de
acuerdo a la presión de trabajo o funcionamiento, los separadores se clasifican en
separadores de alta, media o baja presión. Adicionalmente, se pueden clasificar en
bifásicos o trifásicos, de acuerdo al número de fases que pueden separar.