Repositorio Digital UTE - Universidad Tecnológica Equinoccial

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
“DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE SEPARACIÓN QUE
ABARCA EL CONTROL DE LAS FACILIDADES DE
PRODUCCIÓN DEL CRUDO SEMIPESADO BLOQUE 15 CAMPO
INDILLANA, OPERADO POR PETROAMAZONAS E.P.”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO DE
PETRÓLEOS
Montoya Pallo César Geovanny
DIRECTOR: MSc. Patricio Jaramillo
Quito, agosto, 2013
© Universidad Tecnológica Equinoccial, 2013
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo Montoya Pallo César Geovanny, declaro que el presente trabajo 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.
_________________________
Montoya Pallo César Geovanny
C.I. 1708973662
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ DESCRIPCIÓN DEL
PROCESO DE SEPARACIÓN QUE ABARCA EL CONTROL DE LAS
FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CRUDO SEMIPESADO BLOQUE 15
CAMPO INDILLANA, OPERADO POR PETROAMAZONAS E.P.” que, para
aspirar al título de TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS fue desarrollado por
Montoya Pallo César Geovanny, 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.
______________________
MSc.: Patricio Jaramillo
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 1701279315
DEDICATORIA
La presente Tesis está dedicada a mi Dios Jehová quien me ha concedido un
sueño, me ha dado salud para lograr mis objetivos, además me ha brindado su
infinita bondad, sabiduría e inteligencia que guiaron mi camino hacia la
excelencia forjándome como un hombre ejemplar para quienes rodean mi vida.
A mi esposa e hijas, razones supremas de mi existencia por quienes lucho
todos los días, por haberme brindado su apoyo y sobre todo su paciencia me
han permitido llenarme de confianza y rigor para siempre plantearme metas que
aunque parecen inalcanzables con esfuerzo y constancia todo es posible.
A mis padres quienes me han dado la vida, por inculcarme desde muy niño
principios y valores demostrados en mis acciones y comportamientos dentro de
la sociedad.
Finalmente agradezco a mis amigos y maestros por sembrar en mi vida
experiencias duraderas e inolvidables.
AGRADECIMIENTO
La gratitud es la virtud que nos vuelve más humanos, gracias a ello se alimenta
el amor, la bondad y los buenos recuerdos.
Es necesario entonces presentar mis agradecimientos a quienes de una u otra
manera me alimentaron y guiaron para seguir adelante, en especial a mis
maestros, quienes con su cúmulo de experiencia y conocimientos han
sembrado en mí el deseo constante de superación.
Al finalizar un trabajo lleno de dificultades como el desarrollo de una tesis de
grado es inevitable que se resalte un gran agradecimiento
que te lleva a
concentrar la mayor parte del mérito en el aporte que se ha hecho.
Debo agradecer de manera especial y sincera al Ingeniero Patricio Jaramillo,
por su apoyo y confianza en mi trabajo y su capacidad para guiar mis ideas no
solamente en el desarrollo de esta tesis, sino también en mi formación como
alumno compartiendo todos sus conocimientos,
y todas sus ideas propias,
siempre enmarcadas en su orientación y rigurosidad, han sido la clave del buen
trabajo que he realizado, Agradezco por haberme facilitado siempre los medios
suficientes para llevar a cabo todas las actividades propuestas durante el
desarrollo de esta tesis. Debo destacar, por encima de todo, su disponibilidad y
paciencia que hizo que nuestra necesidad de concluir esta etapa llegará a su
final y que además ha significado el surgimiento de una sólida amistad.
ÌNDICE DE CONTENIDOS
PÀGINA
1.
2.
INTRODUCCIÓN
1
1.1.
OBJETIVO GENERAL .......................................................................... 4
1.2.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
MARCO TEÓRICO
2.1.
4
8
ORIGEN Y FORMACIÓN DEL PETRÓLEO ......................................... 8
2.1.1. CARÁCTERÍSTICAS DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL
9
2.1.2. POR SU CLASIFICACIÓN API
9
2.1.3. POR EL FACTOR DE CARACTERIZACIÓN KUOP
11
2.1.3.1. Medida de Temperatura Rankine
11
2.1.4. CLASIFICACIÒN POR RELACIÓN H/C
12
2.1.4.1. Hidrocarburo tipo Parafínico
13
2.1.4.2. Hidrocarburo tipo Olefínico
14
2.1.4.3. Hidrocarburo tipo Nafténico
14
2.1.4.4. Hidrocarburo tipo Aromático
14
2.1.5. CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL
2.2.
15
OPERACIONES DE SUPERFICIE ..................................................... 17
2.2.1. CABEZAL DEL POZO
18
2.2.2. LÍNEAS DE FLUJO
18
2.2.3. MANIFOLD DE PRODUCCIÓN
18
2.2.4. ESTACIONES DE RECOLECCIÓN Y SEPARACIÓN
19
2.2.5. PROCESO DE TRATAMIENTO DEL PETRÓLEO
19
2.2.6. PROCESO DE TRATAMIENTO DEL GAS
19
2.2.7. SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUAS DE FORMACIÒN
20
2.3.
INYECCIÓN DE QUÍMICOS ............................................................... 21
2.4.
DESHIDRATACIÓN DEL PETRÓLEO ............................................... 21
2.5.
GENERALIDADES SOBRE LOS SEPARADORES ........................... 22
2.5.1. TIPOS DE SEPARADORES
22
2.5.2. CLASIFICACIÓN CON RESPECTO A SU FORMA
24
2.5.2.1. Separador vertical
24
2.5.2.2. Separador horizontal
25
2.5.2.3. Separador esférico
26
2.5.3. CLASIFICACIÓN CON RESPECTO A SU OPERACIÓN
3.
28
2.5.3.1. Separadores de Medición
28
2.5.3.2. Separadores de Producción General
28
2.5.3.3. Influencias de la forma del Separador
28
2.5.3.4. Sección Primaria
28
2.5.3.5. Sección Secundaria
28
2.5.3.6. Sección de extracción de Neblina
29
2.5.3.7. SECCIÓN DE ACUMULACIÓN
30
METODOLOGÌA
32
3.1.
RECEPCIÓN DE FLUIDO .................................................................. 32
3.2.
GENERALIDADES ............................................................................. 33
3.3.
CAPACIDAD DE TRATAMIENTO DE CADA FWKO.......................... 34
3.4.
DIMENSIONES DE LOS SEPARADORES TRIFÁSICOS FWKO ...... 35
3.5.
PARÁMETROS DE OPERACIÓN ...................................................... 35
3.6.
FASES DE SEPARACIÓN ................................................................. 35
3.6.1. FASE GAS
35
3.6.1.1. Cromatología del Gas Campo Indillana
36
3.6.1.2. Poderes Caloríficos del Gas Campo Indillana
36
3.6.1.3. Separación
37
3.6.1.4. Tratamiento
40
3.6.1.5. Disposición Final
43
3.6.2. FASE CRUDO
3.6.2.1. Separación
46
3.6.2.2. Método
62
3.6.2.3. Disposición Final
64
3.6.2.4. Unidad LACT, Punto de Fiscalización del CPF
65
3.6.2.5. La unidad "DANIEL" Flo Boss S600
68
3.6.2.6. Medidor Volumétrico de Desplazamiento Positivo
69
3.6.3. FASE AGUA
71
3.6.3.1. Separación
71
3.6.3.2. Tratamiento
73
3.6.3.3. Disposición Final
77
3.6.4. RESÚMEN DEL PROCESO SEPARACIÓN
3.7.
46
81
3.6.4.1. Aspectos Teóricos
81
3.6.4.2. Factores Que Intervienen En La Separación
82
3.6.4.3. Medición Interface Agua- Crudo
85
3.6.4.4. Problemas de Emulsiones
86
3.6.4.5. Arrastre del Liquido a la Fase Gaseosa
87
3.6.4.6. Arrastre del Gas a la Fase Liquida
87
SISTEMA SCADA............................................................................... 88
3.7.1. OBJETIVO PRINCIPAL DEL SISTEMA SCADA
88
3.7.2. OBJETIVO ESPECÍFICO DEL SISTEMA SCADA
88
3.7.3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA SCADA
88
3.7.4. EQUIPOS DEL SISTEMA DE CONTROL SCADA
90
4.
ANÁLISIS DE RESULTADOS
100
5.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
102
5.1.
CONCLUSIONES ............................................................................. 102
5.2.
RECOMENDACIONES..................................................................... 104
NOMECLATURA O GLOSARIO
105
BIBLIOGRAFÌA
110
ANEXOS
113
ÌNDICE DE FIGURAS
PÀGINA
Figura 1.
Proceso De Formación Del Petróleo .............................................. 8
Figura 2.
Enlace Del Benceno (Tipo Aromático) ......................................... 15
Figura 3.
Esquema De Un Sistema De Recolección De Un Pozo............... 17
Figura 4.
Múltiple De Producción ................................................................ 18
Figura 5.
Esquema De Un Sistema De Facilidades De Producción ............ 20
Figura 6.
Microfotografía De Una Emulsión Agua-Petróleo ........................ 22
Figura 7.
Bifásico Y Trifásico....................................................................... 23
Figura 8.
Fotografía Del Separador Vertical ................................................ 25
Figura 9.
Fotografía Del Separador Horizontal............................................ 26
Figura 10.
Separador Esférico ...................................................................... 27
Figura 11.
Sección De Extracción Neblina (A) .............................................. 29
Figura 12.
Sección De Extracción Neblina (B) .............................................. 30
Figura 13.
Sección De Acumulación ............................................................. 31
Figura 14.
Esquema De La Recepción De Fluido ......................................... 32
Figura 15.
Diagrama De Las Facilidades Del Cpf ......................................... 33
Figura 16.
Fotografía De Separadores (Fwko) .............................................. 34
Figura 17.
Diagrama De Flujo Del Gas ......................................................... 35
Figura 18.
Parte Interna (Placas Deflectoras) ............................................... 37
Figura 19.
Fotografía De Placas Deflectoras ................................................ 38
Figura 20.
Placa Extracción Neblina ............................................................. 38
Figura 21.
Fotografía Vista Frontal De Las Mallas ........................................ 39
Figura 22.
Fotografía Del Gas Cooler E-105 ................................................. 40
Figura 23.
Fotografía Scrubber De Alta V-105 .............................................. 41
Figura 24.
Fotografía Del Mechero ............................................................... 41
Figura 25.
Fotografía Del Compresor............................................................ 42
Figura 26.
Fotografía Del Heater................................................................... 43
Figura 27.
Fotografía De La Membrana ........................................................ 43
i
Figura 28.
Fotografía Generación Oge ......................................................... 44
Figura 29.
Fotografía De La Generación Waukesha ..................................... 45
Figura 30.
Fotografía Del Dtu Unidad Planta De Destilación ........................ 45
Figura 31.
Diagrama De Flujo Del Crudo ...................................................... 46
Figura 32.
Fotografía Del Fwko ..................................................................... 48
Figura 33.
Fotografía De La Placa Coalescentes......................................... 48
Figura 34.
Fotografía Vista Frontal Placa Coalescentes ............................... 49
Figura 35.
Sistema Media De Calor .............................................................. 52
Figura 36.
Fotografía Hornos De Precalentamiento H320 A/B ..................... 52
Figura 37.
Fotografía Tanque De Expansión V-340 ...................................... 53
Figura 38.
Fotografía Bombas De Circulación P-370-A/B/C ......................... 54
Figura 39.
Fotografía Calentadores E-200 A/B ............................................. 55
Figura 40.
Fotografía Desgasificadoras V-220 .............................................. 56
Figura 41.
Sistema De Las Desgasificadoras V 220 ..................................... 56
Figura 42.
Fotografía Tanque De Recepción Y Despacho ............................ 57
Figura 43.
Fotografía Intercambiadores De Crudo E-300 A/B ...................... 58
Figura 44.
Intercambiadores ......................................................................... 59
Figura 45.
Fotografía Calentadores E-310-A ............................................... 60
Figura 46.
Deshidratadora Electrostática ...................................................... 61
Figura 47.
Deshidratador Electrostático ........................................................ 63
Figura 48.
Fotografía Deshidratadora ........................................................... 64
Figura 49.
Fotografía Punto De Fiscalización Del Cpf ................................. 68
Figura 50.
Fotografía Flo Boss S600 ........................................................... 69
Figura 51.
Fotografía De Medidores Positivos .............................................. 70
Figura 53.
Fotografía Tanque De Agua De Producción ................................ 71
Figura 52.
Diagrama De Flujo Del Agua ....................................................... 71
Figura 54.
Fotografía Tanque De Agua De Inyección ................................... 72
Figura 55.
Fotografía Filtros Wenco .............................................................. 76
Figura 56.
Fotografía Disposición Final Del Agua ......................................... 78
Figura 57.
Fotografía P-112-D, E, F, G Y H1 ................................................ 79
ii
Figura 58.
Fotografía P-112-I, K, L, M1, N1, O1, P Y (P-612c) .................... 80
Figura 59.
Mezcla De Agua/Crudo ................................................................ 81
Figura 60.
Medición De Interface Agua-Crudo .............................................. 86
Figura 61.
Petróleo En Emulsión................................................................... 87
Figura 62.
Componente Del Sistema Scada ................................................. 90
Figura 63.
Equipos Del Sistema De Control Scada....................................... 90
Figura 64.
Cpf Facilities Overview ................................................................. 91
Figura 65.
Fwko Overview............................................................................. 92
Figura 66. Fwko V-101-A ............................................................................... 92
Figura 67.
Heat Media ................................................................................... 93
Figura 68.
Crude Cross Exchanger & Heater ................................................ 93
Figura 69.
Wet Crude Heaters & Desassers ................................................. 94
Figura 70.
V-107 Electrostatic Dehydrators .................................................. 94
Figura 71.
Lact Unit ....................................................................................... 95
Figura 72.
Crude Shipping Tanks.................................................................. 95
Figura 73.
Gas Cooler ................................................................................... 96
Figura 74.
Membrane System ....................................................................... 96
Figura 75.
Gas Compressor C107-A ............................................................. 97
Figura 76.
Gas Scrubber Flare ...................................................................... 97
Figura 77.
Water Booster P-112 Pumps (1) .................................................. 98
Figura 78.
Water Booster P-141, P-230 Pumps (2)....................................... 98
Figura 79.
Produced Water Storage T-103 & T-104 Tanks ........................... 99
Figura 80.
Reject Oil T-110 & Sumps............................................................ 99
iii
ÌNDICE DE TABLAS
PÀGINA
Tabla 1.
Clasificación Del Petróleo En Función De La Densidad Api.
11
Tabla 2.
Clasificación De Petróleos Según El Kuop
12
Tabla 3.
Clasificación Por Relación H/C
13
Tabla 4.
Capacidad De Tratamiento De Cada Fwko
34
Tabla 5.
Parámetros De Operación
35
Tabla 6.
Cromatología Del Gas Cpf
36
Tabla 7.
Poderes Caloríficos Gas Campo Indillana
36
Tabla 8.
Entradas Facilidades
47
Tabla 9.
Análisis Tratadores
49
Tabla 10.
Análisis De Tratadores 2
50
Tabla 11.
Horno H 320 A/B
51
Tabla 12.
Análisis Tratadores
55
Tabla 13.
Temperatura Y % Bs&W Tanques De Crudo
57
Tabla 14.
Intercambiadores De Calor/Crudo
58
Tabla 15.
Intercambiadores De Calor Agua/Crudo
60
Tabla 16.
Análisis Separadores Electrostáticos
61
Tabla 17.
Análisis Del Crudo Para Su Entrega
64
Tabla 18.
Características Smith Meter
65
Tabla 19.
Análisis De Calidad De Agua De Formación Cpf
73
Tabla 20.
Materiales Del Filtro Wenco
76
Tabla 21.
Características Del Filtro Wenco
76
Tabla 22.
Características Booster Reda
79
Tabla 23.
Características Booster ‟‟Wood Group‟‟
80
iv
ÌNDICE DE ANEXOS
PÀGINA
ANEXO 1
114
Diagramas de Instrumentación
ANEXO 2
115
Diagrama de Separadores de Agua V-101A
ANEXO 3
116
Diagrama de Separadores de Agua V-101B
ANEXO 4
117
Diagrama de Separadores de Agua V-104A
ANEXO 5
118
Diagrama de Separadores de Agua V-104B
ANEXO 6
119
Diagrama Deshidratador Electrostático V-107A
ANEXO 7
120
Diagrama Deshidratador Electrostático V-107B
ANEXO 8
121
Diagrama de Tanques de Crudo T-101A/B
ANEXO 9
122
Diagrama Unidad Lact
ANEXO 10
123
Diagrama Tanques de Agua/Reinyección
v
RESÚMEN
El presente trabajo se enfocó primordialmente en describir los procesos de
separación, abarcando las facilidades de producción de crudo semipesado
basados en las actividades que conlleva el Bloque 15 del Campo Indillana, el
mismo que es operado por Petroamazonas E.P.
En la actualidad, el sector de la Industria Petrolera juega un papel muy
importante, se dice que el petróleo es el energético más importante en la
historia de la humanidad; un recurso natural no renovable que aporta el mayor
porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo, y se convierte
más importante aún para aquellas personas quienes han dedicado gran parte
de sus años y están por dedicar su trabajo intachable en las instalaciones de
dichas empresas.
Y es por ello preciso indagar en el diseño, componentes internos, externos
funciones y características de los equipos de superficie que llevan a cabo la
separación de los tres componentes (agua, crudo y gas).
Con la filtración de la información es posible corroborar a la mejoría de los
niveles de producción, disminuir el factor tiempo y sobre todo involucrarnos con
el cuidado y protección ambiental, que hoy en día todas las empresas están
obligadas a seguir un proceso administrativo basados en las ISO.
Es de suma importancia reconocer que si los mecanismos propicios para la
producción del petróleo no se seleccionan correctamente dentro del diseño y
control de las facilidades, se genera problemas como pérdidas en la producción
y daños irreversibles.
Para concluir, el plan está diseñado con el fin de confirmar y obtener nuestras
propias conclusiones del porqué en condiciones normales el diseño de
separación trabaja con un rango máximo de capacidad de 36.000 barriles de
vi
crudo por día, dando como resultado crudo en mejores condiciones, el mismo
que es expuesto a los diferentes fines.
vii
ABSTRACT
This work focuses primarily on describing the separation processes, covering
the oil production facilities based heavyweight activities that involved the
Indillana Field Block 15, the same which is operated by Petroamazonas EP
At present, the sector of the oil industry plays a very important role, it is said that
oil is the most important energy in the history of mankind, a renewable natural
resource that contributes the largest percentage of the total energy consumed
worldwide, and becomes even more important for those who have devoted
much of their years and are for taking quality work at the premises of these
companies.
And for this reason people should inquire into the design, internal components,
external functions and characteristics of the surface equipment to carry out the
separation of the three components (water, oil and gas).
With the leak of information is possible to corroborate the improvement of
production levels, reduce the time factor and especially involved with the care
and environmental protection, today all companies are required to follow an
administrative process based on ISO.
It is important to recognize that if the enabling mechanism for the production of
oil is not properly selected within the design and control of the facilities, it causes
problems in production losses and irreversible damage.
To conclude, the plan is designed to confirm and get our own conclusions of
why in normal separation design works with a maximum range of capacity
36,000 barrels per day crude resulting in better condition, and it is exposed to
different purposes.
viii
INTRODUCCIÓN
1. INTRODUCCIÓN
En el mundo moderno, los avances tecnológicos para las industrias no se han
hecho esperar. Pero así como se innova en tecnologías, estos equipos
mejorados deben llevar un instructivo de operación ya que de no ser así, de
nada serviría pues no se le daría un uso adecuado.
La industria petrolera es un claro ejemplo de innovación en tecnologías, esto se
puede ver en los procesos de exploración, explotación y producción del crudo.
Durante el proceso de producción, en la fase de separación del crudo del agua
y gas, según sea el caso, el Separador entra a ser parte fundamental y por lo
tanto, al pasar de los años se le han venido haciendo mejoras tanto de su
interior o como del exterior, y dependiendo de lo que se va a separar así mismo
se utiliza un tipo de separador; ya sea bifásico (separación crudo-agua o crudogas) o trifásico (separación crudo-agua-gas). Como todo aparato, el separador
tiene un paso a paso para su uso que va desde el permiso en si hasta el
apagado del mismo.
En el mundo moderno de la industria petrolera los equipos han evolucionado en
el aspecto técnico y de operación como es el caso de un separador. El
separador es parte fundamental en un proceso, ya que es el encargado de
separar los fluidos y el gas; por lo tanto se hace necesario conocer su
instructivo de operación, sino esto ocasionaría retrasos, mal funcionamiento y
hasta accidentes.
El flujo que se obtiene de un yacimiento petrolífero, por lo general, es
multifásico. La separación física de estas fases es una de las operaciones
fundamentales en la producción, procesamiento y tratamiento de los crudos y
del gas natural.
Los fluidos que se generan son, en su mayoría, mezclas complejas de
hidrocarburos, agua, partículas de arena y contaminantes. En el recorrido desde
1
el yacimiento hasta las instalaciones superficiales, se reducen la presión y la
temperatura de estos fluidos, haciendo posible la separación del gas de los
hidrocarburos en estado líquido. Los regímenes varían desde un monofásico
líquido hasta varios tipos multifásicos y, en algunos casos, completamente
gaseosos.
Para diseñar separadores y depuradores es necesario tomar en cuenta los
diferentes estados en que se pueden encontrar los fluidos y el efecto que sobre
éstos tengan las distintas fuerzas físicas. El propósito principal del proceso es
separar los diversos componentes (crudo, gas, agua) con el fin de optimar el
procesamiento y comercialización de algunos de ellos (crudo, gas).
El separador representa la primera instalación del procesamiento. Un diseño
incorrecto de un recipiente puede traer como consecuencia una reducción en la
capacidad de operación de la totalidad de las instalaciones asociadas con la
unidad.
Las mezclas de líquido y gas, se presentan en los campos petroleros
principalmente por las siguientes causas:

Por lo general los pozos producen líquidos y gas mezclados en un solo
flujo

Hay tuberías en las que aparentemente se maneja sólo líquido o gas;
pero debido a los cambios de presión y temperatura que se producen a
través de la tubería, hay vaporización de líquido o condensación de gas,
dando lugar al flujo de dos fases

En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos de las compresoras y
equipos de procesamiento, en cantidades apreciables.
Las razones principales por las que es importante efectuar una separación
adecuada de líquido y gas, son:
2

En campos de gas y aceite, donde no se cuenta con el equipo de
separación adecuado y además el gas se quema, una cantidad
considerable de aceite ligero que es arrastrado por el flujo del gas
también es quemado, ocasionando grandes pérdidas si se considera que
el aceite ligero es el de más alto valor comercial.

Aunque el gas se transporte a una cierta distancia para tratarlo, es
conveniente eliminarle la mayor cantidad de líquido, ya que este
ocasiona problemas, tales como: corrosión y abrasión del equipo de
transporte. Como se menciona, el flujo de gas frecuentemente arrastra
líquidos de proceso, cómo el glicol, los cuales se deben recuperar ya que
tienen un valor considerable
3
1.1. OBJETIVO GENERAL
Describir los procedimientos de separación que abarca el control de producción
de las facilidades de crudo semipesado del bloque 15, campo Indillana.
1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Describir los diferentes tipos de separadores de producción.

Describir la funcionabilidad de las bombas, compresores y otros
componentes que intervengan en el proceso de separación.

Describir el rango de capacidades de los diferentes recipientes de
almacenamiento.

Describir el sistema adecuado de precalentamiento de crudo.
El motivo de la selección del tema “Descripción del proceso de separación que
abarca el control de las facilidades de producción del crudo semipesado bloque
15 campo Indillana, operado por Petroamazonas E.P.”, es indagar y apreciar de
mejor
manera
los
componentes
internos,
externos,
sus
funciones
y
características de los equipos de superficie del proceso de Facilidades de
producción, permitiendo filtrar dicha información y así corroborar a la mejoría de
los niveles de producción, disminuir el factor tiempo y sobre todo involucrarnos
con el cuidado y protección ambiental.
La viabilidad de la información presentada a continuación está basada a la
información y facilidades que nos proporcionó la empresa Petroamazonas E.P.
Para obtener los resultados requeridos es indispensable regirnos a una
secuencia propia de las técnicas de investigación, la misma que abarca la
metodología cuantitativa y cualitativa.
Nos referimos a una metodología cuantitativa al análisis de datos secundarios,
estadísticas provenientes de la Empresa Petroamazonas E.P, y una
4
metodología cualitativa al análisis de documentos y observación participante en
donde tendré que llevar a cabo registros escritos y registros de imagen
(Fotografías), esta observación participante me permite tener una interacción
entre el elemento teórico y aquello que estoy observando.
Gracias a la metodología utilizada me permitirá la recolección, el procesamiento
y la sistematización de datos que no es más que toda la información filtrada y
valedera para posteriormente llegar a la realidad de tal forma que pueda
transformarla obteniendo mis propias conclusiones y recomendaciones sobre el
tema propuesto.
Cabe recalcar que el alcance de la tesis está enfocada en describir
principalmente la separación del petróleo en sus tres fases: crudo, agua y gas
de manera directa, sin considerar sistemas alternos que intervienen en el
proceso de facilidades del campo Indillana, CPF.
5
MARCO TEÓRICO
2. MARCO TEÓRICO
2.1. ORIGEN Y FORMACIÓN DEL PETRÓLEO
El Petróleo se origina de materia orgánica formada principalmente por
organismos vivos que vivían en los mares, las lagunas o las desembocaduras
de los ríos, o en las cercanías del mar. La mayoría de los científicos coinciden
que el petróleo son formados por organismos unicelulares llamadas Diatomeas
que son organismos foto-sintetizadores que viven en agua dulce o marina,
estas por lo general toman la luz del sol y la convierten en energía. Las
Diatomeas producen materia orgánica que se depositan y se van cubriendo por
sedimentos; al quedar cada vez a mayor profundidad, se transforma en
hidrocarburos, por procesos de degradación aerobios y anaerobios. Estas
reacciones desprenden oxígeno, nitrógeno y azufre, que forman parte de los
compuestos volátiles de los hidrocarburos.
A medida que los sedimentos se hacen compactos por efectos de la presión, se
forma la "Roca Madre". Posteriormente, por fenómenos de "Migración", el
petróleo pasa a impregnar arenas o rocas más porosas y más permeable,
llamadas "Trampas", y en las cuales el petróleo se concentra y permanece en
ellas.
En la Figura 1 se muestra el proceso de Formación del Petróleo.
Figura 1. Proceso de Formación del Petróleo
(Mariano Alejandro Cuadra Cruz, 1990)
8
(1) Captura de Energía
(2) Fuente de Sedimentos
(3) Sedimento Madurado
(4) Roca Madre
(5) Trampas
(6) Sello / Trampa de Roca
2.1.1. CARÁCTERÍSTICAS DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL
Las características del petróleo se componen de hidrocarburos y también
contienen pocos compuestos de azufre y oxígeno; el contenido de azufre varía
entre un 0,1 y 5%.
Los petróleos se diferencian unos a otros por sus propiedades físicas y
químicas que dependen de su composición química.
Los tipos de petróleo se pueden determinar de acuerdo al criterio que se desee
considerar como predominante, siendo los más comunes los siguientes:
2.1.2. POR SU CLASIFICACIÓN API
La gravedad API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una
medida de densidad que describe que tan pesado o liviano es el petróleo
comparándolo con el agua.
La densidad del Petróleo es una característica muy importante ya que esta
refleja la composición química del mismo. A mayor densidad, mayor presencia
de hidrocarburos pesados, tales como resinas y asfáltenos. A menor densidad,
los crudos son más livianos.
La densidad se toma con relación al agua destilada a una temperatura de
15.6ºC (60 ºF) y a presión atmosférica (14.7 psi).
9
La densidad para el Petróleo comúnmente se expresa en grados API para su
clasificación.
La gravedad específica del petróleo se calcula, utilizando la siguiente relación:
[1 ]
Dónde:
SGC: Gravedad Específica del Fluido (crudo)
°API: Gravedad Estándar API (60°F)
De acuerdo con esta fórmula se puede deducir que a mayor valor API, el
petróleo tiene una menor densidad que corresponden a los crudos livianos, y a
menor valor API, el petróleo tiene mayor densidad que corresponde a los
crudos pesados.
El grado API del petróleo que llega de los pozos hasta la estación de
producción del Campo Indillana al proceso de las Facilidad del CPF es de 20.1 º
API, de los cual este petróleo se clasifica como crudo semi pesado.
La densidad API se lo utiliza para clasificar los petróleos, pues mientras más
alto es este valor, el petróleo es más ligero y en consecuencia al refinarlo
producirá mayor rendimiento en productos livianos.
La siguiente tabla muestra la clasificación de petróleos en función de la
densidad API.
10
Tabla 1.Clasificación del Petróleo en Función de la Densidad API.
CLASE
API
Condensados
50
Livianos
30-49,9
Medios
20-29,9
Pesados
10-19,9
Extrapesados
9,9
2.1.3. POR EL FACTOR DE CARACTERIZACIÓN KUOP
El factor de caracterización, Kuop, es una constante empírica propuesta por
Watson y Nelson, cuyo valor nos indica sobre la naturaleza química
predominante de los crudos y fracciones. El factor de caracterización Kuop está
dado por la siguiente relación matemática:
[2 ]
Dónde:
Kuop= Factor de Caracterización
TB= Temperatura Media de Ebullición en grados RANKINE
dr = Densidad Relativa 15,6 / 15,6 °C
2.1.3.1.
Medida de Temperatura Rankine
Se denomina Rankine a la escala de temperatura que se define midiendo en
grados Fahrenheit sobre el cero absoluto, por lo que carece de valores
negativos.
11
El grado Rankine tiene su punto de cero absoluto a -459.67 °F y los intervalos
de grado Fahrenheit. La relación entre la temperatura en grados Rankine (R) y
la temperatura correspondiente en grados (°F) Fahrenheit es:
[3 ]
[4 ]
Cero grados Rankine (0 ºR) equivalen a −273,15 °C ó 0 K. Para convertir de
grados Rankine a Kelvin se multiplica por un factor de 9/5.
A continuación de muestra la tabla de la clasificación de los petróleos según el
Kuop.
Tabla 2. Clasificación de Petróleos según el Kuop
NATURALEZA QUÍMICA
Kuop
Parafínica (normal e iso)
13,0
Mixta o Intermedia
11,8 -12,0
Nafténica
11,0-11,5
Aromática
10,0
2.1.4. CLASIFICACIÓN POR RELACIÓN H/C
Dependiendo de la relación hidrógeno/carbono tenemos la naturaleza
predominante en el petróleo. También esta propiedad está relacionada con la
densidad API y la viscosidad; si la relación C/H es baja entonces el petróleo es
más pesado y más viscoso.
12
Tabla 3.Clasificación por relación H/C
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
2.1.4.1.
Hidrocarburo tipo Parafínico
Se compone por moléculas de las cuales los átomos de hidrógeno son siempre
superiores en dos unidades al doble de átomos de carbono, su principal
compuesto químico es la parafina. Los hidrocarburos parafínicos son llamados
también como hidrocarburos alcanos, se caracterizan porque incluyen enlaces
sigma entre dos carbonos.
[5 ]
Dónde:
Cn = Número de Carbonos
H2n+2 = El número de H es el doble del número C+2
El grupo de hidrocarburos que comprende moléculas lineales con la fórmula
Cn+H2n+2. El metano, CH4, es el miembro más simple. Los miembros
superiores, que comienzan alrededor de C18, son similares a la cera y se
llaman parafina. Las cantidades excesivas de hidrocarburos parafínicos en el
lodo a base de aceite afectan adversamente el flujo del lodo y la remoción del
aceite de los recortes de perforación a bajas temperaturas.
13
2.1.4.2.
Hidrocarburo tipo Olefínico
Conocido como hidrocarburos no saturados, según el número de dobles
enlaces, la fórmula de estas moléculas es:
[6 ]
El grupo de compuestos de hidrocarburos que tiene uno o más enlaces dobles
o triples entre los átomos de carbono en la cadena lineal. El etileno, C2H4, es la
olefina más pequeña. Los hidrocarburos olefínicos sintéticos se obtienen por la
polimerización del etileno bajo condiciones catalíticas. Se utilizan en lodos base
sintética y como lubricantes para lodos a base de agua.
2.1.4.3.
Hidrocarburo tipo Nafténico
Un tipo de compuesto orgánico de carbono e hidrógeno que contiene una o más
estructuras cíclicas (de anillo) saturadas, o que contiene tales estructuras como
una parte importante de la molécula. La fórmula general es CnH2n.
Los compuestos nafténicos a veces son llamados naftenos, cicloparafinas o
bencenos hidrogenados. La nafta es una fracción del petróleo refinado que
contiene un alto porcentaje de estos tipos de hidrocarburos. En los fluidos de
perforación, en particular en los lodos a base de aceite, las cantidades y los
tipos de hidrocarburos en el lodo pueden ser un parámetro importante del
rendimiento general del lodo.
2.1.4.4.
Hidrocarburo tipo Aromático
Son derivados del ciclo hexatrieno 1.3.5, comúnmente llamado benceno; son
anillos que incluyen dobles ligaduras en carbonos alternos.
14
Su fórmula es:
[7 ]
El benceno se representa así:
Figura 2. Enlace del Benceno (Tipo Aromático)
(Caicedo Méndez Andrés David, 2009)
2.1.5. CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL
La gravedad específica del gas se calcula, utilizando la siguiente relación :
[8 ]
Dónde:
SGgas: Gravedad específica del gas
PM: Peso molecular del gas.
La densidad de los gases se toma con relación al aire seco con una
temperatura de 0 ºC a una presión atmosférica igual y su suma volumétrica es
equivalente a 1.293 Kg/metro cúbico.
15
La densidad del gas se calcula, utilizando la siguiente relación:
[9 ]
Dónde:
SGgas: Gravedad específica del gas
Pat: Presión atmosférica (psia)
Tgas: Temperatura en ºR
Zgas: Factor de compresibilidad de los gases y densidad del gas en lb/ft3.
Relación gas-crudo GOR: Es el volumen de gas producido por cada barril de
crudo producido.
“El gas acompaña al crudo en diferentes proporciones y se lo conoce como
"RELACION GAS PETROLEO" (GOR), dependiendo del tipo de crudo (bajo
saturado, saturado, sobre saturado), y la energía con la que cuenta el
yacimiento (empuje hidráulico, casquete de gas, gas en solución), la forma de
su explotación; para que este valor cambie”.
El GOR viene dado en pies cúbicos Standard/barril de crudo como unidad y su
incremento significa lógicamente el incremento en volumen de gas recuperado y
su disposición para su mejor aprovechamiento en los diferentes proyectos de
operación de campo.
16
2.2. OPERACIONES DE SUPERFICIE
En un campo petrolero, los sistemas de recolección y tratamiento consisten en
un conjunto de arreglos de tubería, instrumentos, equipos e instalaciones
necesarias para movilizar el Petróleo y el gas producidos desde la cabeza del
pozo hasta su destino final.
Para poder controlar y manejar la llegada de los diferentes fluidos que se
producen de un yacimiento, es necesario instalar una serie de válvulas y
controles en la cabeza de cada uno de los pozos productores.
En superficie cada pozo cuenta con una línea de flujo que conduce los fluidos
hasta un sistema de separación (recipiente) de líquido-gas y de este recipiente
(separador), se desprenden los diferentes flujos (gas, petróleo y agua) hacia
otros procesos y tratamiento.
Figura 3. Esquema de un Sistema de Recolección de un Pozo
(Caicedo Méndez Andrés David, 2009)
17
2.2.1. CABEZAL DEL POZO
El cabezal del pozo o también llamado “árbol de navidad”, consiste en un
arreglo de válvulas que se instalan en un pozo productor, al cual se conectan
las líneas de flujo.
2.2.2. LÍNEAS DE FLUJO
Son tuberías por las cuales se va a transportar los fluidos producidos (crudo,
agua y gas), desde la cabeza del pozo, hasta el “manifold” o múltiple de
producción que se encuentran en la estación de recolección y tratamiento.
2.2.3. MANIFOLD DE PRODUCCIÓN
El Manifold o “Múltiple de Producción”, consiste básicamente en un arreglo de
válvulas y tuberías que permiten recibir y controlar adecuadamente la
producción de los diferentes pozos que conforman un campo petrolero.
Figura 4. Múltiple de Producción
(Cristian Lema, 2008)
18
2.2.4. ESTACIONES DE RECOLECCIÓN Y SEPARACIÓN
Las estaciones de recolección son centrales de procesamiento que consisten
en una serie de facilidades, tales como: separadores, tanque desnatador,
limpiadores, tanques de separación y almacenamiento que permiten, recibir el
crudo que viene del múltiple de producción (Manifold), medir la producción de
cada pozo, separar los fluidos (crudo, agua y gas), almacenar el petróleo y
enviar el gas al sistema de tratamiento de compresión.
2.2.5. PROCESO DE TRATAMIENTO DEL PETRÓLEO
Una planta de tratamiento de Petróleo contempla en una serie de facilidades
para quitarle las impurezas, la sal y las emulsiones generadas en el petróleo
dentro del yacimiento.
Una vez tratado el petróleo se, mide y se fiscaliza incluyendo las pruebas de
laboratorio para determinar sus características y establecer si se cumple con las
especificaciones API exigidas para ser procesados en las refinerías y de allí
extraer los diferentes productos derivados para el consumo industrial.
2.2.6. PROCESO DE TRATAMIENTO DEL GAS
Después de haber separado el gas de las estaciones de recolección de fluidos
atraves de los separadores, esta requiere ser secada mediante purificadores o
también llamados “SCRUBBERS” para separar cualquier líquido condensado,
aceite, emulsión, incrustaciones de la tubería u otro tipo de sedimento que haya
sido arrastrado por el gas, para luego ser utilizado como combustible para
generación eléctrica del campo o comunidad, como combustible para el
calentamiento de petróleo, como también puede ser utilizado para el sistema de
levantamiento artificial por bombeo neumático “Gas Lift “
19
2.2.7. SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUAS DE FORMACIÒN
El agua que se produce junto con el petróleo debe someterse a un riguroso
tratamiento de purificación y descontaminación, para volver a inyectar al
yacimiento o también para ser utilizada en procesos de calentamiento de crudo,
para la deshidratación.
En la Figura 5 se presenta un esquema general de un sistema de facilidades de
producción que se requieren en un campo petrolero para recibir la producción
de los pozos, separar los fluidos (petróleo, gas y agua) y realizar los diferentes
tratamientos que requieren el petróleo como su deshidratación para luego ser
almacenado y enviado al oleoducto, tratar la corriente de gas y agua para luego
ser utilizado en procesos tales como: quema de gas en teas, reinyección de
agua y de gas (Gas Lift), utilización del gas como combustible para generación
eléctrica y calentamiento de crudo, etc.
Figura 5. Esquema de un Sistema de Facilidades de Producción
(Caicedo Méndez Andrés David, 2009)
20
2.3. INYECCIÓN DE QUÍMICOS
Durante el proceso de producción, los fluidos que llegan desde los pozos hacia
la superficie, vienen acompañadas de agua salada y sedimentos que a la larga
pueden causar problemas como: taponamiento de tuberías, daños de los
equipos de producción y problemas de corrosión.
La amenaza de corrosión debe ser tratada debidamente ya que estos pueden
causar deterioro de las tuberías de producción y causar derrames de
hidrocarburos y contaminación medio ambiente.
La inyección de químicos debe efectuarse antes de que los fluidos lleguen al
sistema de separación (separadores) ya que pueden venir emulsionados con
agua de formación y esto ayuda a la separación del petróleo con el agua
(deshidratación).
El agua puede presentar hierro el cual puede combinarse con sulfatos y
materias orgánicos para formar lodos de hierro en presencia de ácido. El bario,
también contenido en agua, es un metal pesado y puede combinarse con
sulfatos para formar sulfato de bario insoluble.
Los cloruros son los principales componentes del agua de formación y también
causan corrosión en las tuberías del pozo y en los equipos de producción. Los
sulfatos además de generar costras insolubles, es una fuente alimentaria para
las bacterias reductoras de sulfatos y pueden generar H2S en el yacimiento.
2.4. DESHIDRATACIÓN DEL PETRÓLEO
La Deshidratación del Petróleo es el proceso mediante el cual se separa el
agua asociada con el petróleo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta
lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado.
Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua.
21
Una parte del agua producida por el pozo petrolero, llamada agua libre, se
separa fácilmente del crudo por diferencia de densidades, tan pronto como la
velocidad de los fluidos es suficientemente baja. La otra parte del agua está
íntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsión de gotas de
agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión agua/aceite (W/O),
como se muestra en la Figura 6
Figura 6. Microfotografía de una Emulsión Agua-Petróleo
(Mariano Alejandro Cuadra Cruz, 1990)
2.5. GENERALIDADES SOBRE LOS SEPARADORES
2.5.1. TIPOS DE SEPARADORES
Los separadores son dispositivos mecánicos construidos en forma de tanques
cilíndricos metálicos, provistos en su interior de los aditamentos necesarios para
choques, expansiones que la mezcla de aceite crudo y gas que ingresa, sufra,
cambio de dirección y de velocidad súbita.
22
Las láminas que forman el cuerpo del separador generalmente están unidas por
soldadura, teniendo así un dispositivo herméticamente cerrado en el cual es
difícil que ocurran fugas de fluidos, y en caso de que se presenten se pueda
reparar con facilidad. Los separadores de petróleo y gas están diseñados para
operar bajo una variedad de condiciones tales, “como la presión de separación,
la cual puede variar desde una presión menor que la atmosférica hasta
presiones de hasta (200 psi).
En primera instancia es conveniente aclarar que la primera clasificación está en
función del número de fases que separa; se les llama separadores BIFÁSICOS
(cuando separan dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre
se deberá especificar las fases que entran en juego. Se conoce como
separadores TRIFÁSICOS a los que se diseñan para separar tres fases (agua,
petróleo y gas) y TETRAFÁSICOS,
aquellos en los cuales se ha previsto,
adicionalmente, una sección para la separación
de la espuma que suele
formarse en algunos tipos de fluidos. Véase a continuación.
Figura 7. Bifásico y Trifásico
23
2.5.2. CLASIFICACIÓN CON RESPECTO A SU FORMA
2.5.2.1.
Separador vertical
El separador vertical es un recipiente metálico construido y diseñado para
soportar presiones y temperaturas de trabajo de acuerdo a condiciones
operacionales pre-establecidas de diseño, bajo normas de construcción (ASME,
ANSI).
Ventajas
Pueden manejar mayor volumen de líquido por unidad de gas que los
horizontales.
1. Su gran capacidad para almacenar líquidos hace que su aplicación sea
mejor en los casos en que se presentan volúmenes momentáneos de
líquidos, como sucede en los pozos que están en producción por
inyección de gas (GAS LIFT).
2. Debido precisamente a su posición vertical, éste tipo de separadores
tiene ventajas definitivas cuando la corriente del pozo tiene cantidades
considerables de emulsión o sedimentos de la formación, ya que el
drenaje colocado en la parte inferior permite que la operación de limpieza
sea muy simple.
3. La posición vertical facilita el montaje de una batería de ellos cuando el
espacio físico es limitado, como se puede apreciar en la Figura 8.
4. El control de nivel de líquidos no es necesario que sea muy sensible, ya
que dicho nivel varía de acuerdo con las condiciones de oleaje y
turbulencia que siempre se presentan, evitándose en esto el paso de
aceite a las líneas colectoras de gas.
24
Desventajas
1. Son más costosos que los horizontales.
2. Son más difíciles de instalar que los horizontales.
3. Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar
la misma cantidad de gas.
Figura 8. Fotografía del Separador Vertical
(Caicedo Méndez Andrés David, 2009)
2.5.2.2.
Separador horizontal
Son los más económicos cuando se pretende manejar grandes volúmenes de
gas con relativamente poco líquido.
No son recomendables cuando el gas contiene emulsión o sólidos, ya que la
limpieza se dificulta por su forma y construcción interna. Se pueden montar
fácilmente sobre patines, lo cual simplifica su transporte y montaje.
25
La inspección y reparación de los dispositivos de seguridad montados sobre el
separador se puede hacer por lo general desde el piso. Cuando la temperatura
es baja, el gas que fluye sobre la extensa área de interface gas-líquido,
mantiene caliente al líquido a una temperatura por lo general arriba de la
formación de hidratos, esto hace que el tratamiento de emulsiones presentes
sea más eficiente
Debido también a la gran área de interface que tienen estos separadores, hay
más probabilidades de éxito al manejar crudos espumantes que con otro tipo de
separadores, como se puede apreciar en la Figura 9
Figura 9. Fotografía del Separador Horizontal
(Caicedo Méndez Andrés David, 2009)
2.5.2.3.
Separador esférico
Este separador es uno de los más compactos. Es excelente para pruebas de
pozos, por la facilidad de su transporte, pero por sus costos de construcción es
uno de los más costosos, es utilizado para manejar hidrocarburos a altas
presiones, ya no se los utiliza en la actualidad.
26
Este tipo de separador se usa principalmente cuando hay una producción alta, y
además a presión alta, de gas.
La Figura 10 muestra un esquema de un
separador esférico. El chorro de fluido entra por un punto dado y es llevado
hacia el extremo opuesto en donde se divide en dos chorros que hacen ángulo
de 180°; con este método se busca distribuir la corriente a través de toda la
circunferencia del separador para mejorar la separación de fases; así ocurre la
separación inicial de líquido y de gas, el líquido se va al fondo y el gas se va
hacia arriba. En la parte superior del separador hay una sección extractora de
humedad por la cual tiene que pasar el gas antes de buscar la línea de salida.
En este separador el volumen ocupado por la sección de acumulación de
líquidos debe ser pequeño comparada con el volumen del separador a fin de
que pueda manejar una cantidad alta de gas y éste pueda salir bien seco. El
bafle horizontal con orificios se usa para separar las zonas de gas y de líquido.
Figura 10.Separador Esférico
(Mariano Alejandro Cuadra Cruz, 1990)
27
2.5.3. CLASIFICACIÓN CON RESPECTO A SU OPERACIÓN
2.5.3.1.
Separadores de Medición
Son aquellos que se destinan a operar con un solo pozo, con el fin de medir el
volumen de aceite, gas y agua producido por dicho pozo. El petróleo se mide, a
través de contador, el agua se mide tomando una muestra de petróleo y se
analiza en el laboratorio, (BSW), conociéndose así el porcentaje de agua que
contiene el petróleo y finalmente, el gas se mide mediante una placa con orificio
y por medio de conexiones a un registro gráfico.
2.5.3.2.
Separadores de Producción General
Estos separadores son de un tamaño mayor que los de medición, por el hecho
de que tienen que manejar el crudo y gas producido por un grupo de pozos, El
petróleo se mide a través de contadores de producción general y el gas es
medido en conjunto.
2.5.3.3.
Influencias de la forma del Separador
Las cuatro secciones de un separador están colocadas indiferentemente,
dependiendo del tipo de separador; así se tiene varias secciones.
2.5.3.4.
Sección Primaria
En un separador vertical la sección primaria está localizada en la parte media
del recipiente, mientras que en un separador horizontal, está localizada en el
extremo del recipiente a la entrada de la corriente de crudo y gas y en un
esférico se localiza en la parte media o en la superior del recipiente.
2.5.3.5.
Sección Secundaria
El separador vertical comúnmente tiene la sección secundaria en la parte
inferior de la primaria. El separador horizontal es diseñado para una capacidad
28
mínima de la mitad de la cámara, mientras que la otra mitad contiene líquido,
actuando aquella como sección de gravedad.
2.5.3.6.
Sección de extracción de Neblina
Figura 11. Sección de Extracción Neblina (a)
(Mariano Alejandro Cuadra Cruz, 1990)
La sección de extracción de neblina normalmente está en el extremo superior
de los separadores verticales y esféricos, mientras que en los de tipo horizontal
el extractor de neblina se encuentra en el lado opuesto a la entrada de aceite y
gas.Figuras 11 y 12.
29
Figura 12.Sección de Extracción Neblina (b)
(Mariano Alejandro Cuadra Cruz, 1990)
2.5.3.7.
SECCIÓN DE ACUMULACIÓN
La sección de acumulación se localiza en la parte inferior de los separadores
verticales y esféricos. En el separador horizontal, la cámara de acumulación de
aceite se localiza en la línea de la descarga de crudo del separador.
Independientemente de la forma, el mejor separador es aquel que asocia el
diseño a las cuatro secciones exigidas por un separador, dentro del recipiente,
de manera menos complicada. La simplicidad del diseño interior y accesorios
internos y desviadores usados (dentro de los límites de capacidad requeridos)
dan como resultado un separador fácil de operar y mantener.
30
Figura 13.Sección de Acumulación
(Mariano Alejandro Cuadra Cruz, 1990)
31
3. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE SEPARACIÓN,
TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN FINAL DE LAS
TRES FASES DE PRODUCCIÓN
3.1. RECEPCIÓN DE FLUIDO
El ingreso de los fluidos crudo agua y gas al proceso de Separación de
Facilidades del campo Indillana ingresa por tres oleoductos principales: línea de
24‟‟ del campo Yanaquincha, línea 20‟‟ del campo Itaya e Indillana y línea 20‟‟
del campo laguna, también se adhieren los oleoductos secundarios a las líneas
principales
como los campos de Paka Norte y Paka sur a la línea de
Yanaquincha, los campos de Palmeras Norte y Palmar Oeste se adhieren a la
línea principal de Itaya.
Figura 14. Esquema de la Recepción de Fluido
(Petroamazonas E.P. 2013)
32
El flujo total de ingreso a la facilidad de proceso del campo Indillana es de
210.000 barriles de fluido con un corte de agua de 90 % y un api 20.8 calidad
semipesado.
Figura 15.Diagrama de las Facilidades del CPF
(Petroamazonas E.P. 2013)
3.2. GENERALIDADES
La central de facilidades de producción del Bloque 15, cuenta con cuatro
separadores de agua libre (FWKO), dentro de estos se produce la separación
de las tres fases de la producción de crudo (gas, petróleo crudo y agua), antes
de iniciar el proceso de separación a estos fluidos se les inyecta diferentes
químicos que se describen a continuación: antiespumante, anticorrosivo,
antiescala, demulsificante y clarificador de agua.
33
Figura 16. Fotografía de Separadores (FWKO)
(Petroamazonas E.P. 2013)
Cada fase luego de producirse la separación es tratada independientemente
para su disposición final.
3.3. CAPACIDAD DE TRATAMIENTO DE CADA FWKO
A continuación se detalla en la tabla 4 las capacidades de tratamiento de cada
FWKO.
Tabla 4.Capacidad de Tratamiento de cada FWKO
OIL
8.750 BOPD
WATER
83.750 BWPD
FLUIDS
92.500 BFPD
GAS
1,6 MMSCFD
34
3.4. DIMENSIONES DE LOS SEPARADORES TRIFÁSICOS
FWKO
10”O.D * 50”SS (diez pulgadas de diámetro externo por cincuenta pulgadas de
longitud de acero inoxidable).
3.5. PARÁMETROS DE OPERACIÓN
Tabla 5.Parámetros de Operación
Set de Presión
60 psi
Set de Interface Agua- Crudo
80 inch
Set de Niel Crudo
12 inch
Bajo Nivel de Interface Agua-crudo
24 inch
Alto Nivel de Fluido
120 inch
Alta Presión
85 psi
Baja Presión
55psi
3.6. FASES DE SEPARACIÓN
3.6.1. FASE GAS
Figura 17. Diagrama de Flujo del Gas
35
3.6.1.1.
Cromatología del Gas Campo Indillana
Tabla 6. Cromatología del Gas CPF
Datos Generales
Denominación del Gas
Composición
Componente
Nitrógeno
Metano
Dióxido de Carbono
Etano
Agua
Propano
i-Butano
n-Butano
i-Pentano
n-Pentano
Hexano
Heptano
Total
3.6.1.2.
Salida de Membrana
Fracción Molar (%)
3,5696
62,8837
3,6896
9,669
0,12
11,4689
2,4598
3,7696
1,2499
0,6899
0,23
0,2
100
Poderes Caloríficos del Gas Campo Indillana
Tabla 7. Poderes Caloríficos Gas Campo Indillana
Temperatura de Combustión (t1)
60 °F
Temperatura Medición Volúmen (t2)
60 °F
Presión Absoluta Base
Norma
14.696 psi
ASTM 3588
Masa Molecular (M)
26.1176 lbm/lbmol
Poder Calorífico Molar Superior a t1
530335.6 btu/bmol
Poder Calorífico por Unidad de Masa Superior a t1
483191.5 btu/bmol
Poder Calorífico por Unidad de Masa Inferior a t1
20305.7 btu/bmol
Factor Comprensibilidad a t2 (Z)
18500.6 btu/bmol
36
Densidad a t2 (rho)
0.9947
0.069 lbm/ft3
Densidad Molar a t2 (db)
Densidad del Aire a t2
0.00265 lbmol/ ft3
0.076 lbm/ft3
Densidad Relativa a t2 (Gr)
Poder Calorífico Volumétrico Superior a t1/t2
0.9062
1404.9 btu/ ft3
Poder Calorífico Volumétrico Inferior a t1/t2
Índice de Wobbe Superior a t1/t2
1280 btu/ ft3
Índice de Wobbe Superior a t1/t2
1475.9 btu/ ft3
Cálculo
1344.7 btu/ ft3
Programa
Zgas V: 3.0.5.0
Método
3.6.1.3.
Norma ASTM D3588:
1998
Separación
Una vez que ingresa el fluido de producción en condiciones controladas de
presión y caudal al FWKO. Los elementos internos (placas deflectoras)
(Figura18) ayudan a que la fase gas se desprenda de la fase líquida casi
inmediatamente al chocar y desviar la dirección de la corriente de entrada.
Figura 18. Parte Interna (placas deflectoras)
(Caicedo Méndez Andrés David, 2009)
37
Figura 19. Fotografía de Placas Deflectoras
(Petroamazonas E.P. 2013)
Adicional a la placa deflectora existen otros elementos internos tales como:
Placas de extracción de neblina y los denominados demister, estas contribuyen
para que la separación se realice de manera más eficiente y no exista arrastre
de crudo hacia los siguientes equipos.

Las placas de extracción de neblina proporcionan una mayor superficie
de contacto de la fase gas provocando que la parte líquida quede
atrapada y por gravedad descienda hacia el fondo del separador.
Figura 20. Placa Extracción Neblina
(Caicedo Méndez Andrés David, 2009)
38

Los demister en cambio son mallas (Figura21) que se encuentran a la
salida de la fase del separador y al igual que las placas anti neblina
atrapan cantidad de líquido posible.
Figura 21. Fotografía Vista Frontal de las Mallas
(Petroamazonas E.P. 2013)
Para continuar con el proceso de tratamiento del gas, es indispensable la
inyección de químico Inhibidor de Corrosión.

Inhibidor de Corrosión
En la producción de petróleo y gas, el acero al carbón es ampliamente usado
para la constricción de tubería, tanques y equipos de proceso. A pesar de que
es menos costoso que el acero inoxidable, el acero al carbón es susceptible al
ataque corrosivo del CO 2 y / o H 2 S presente en el agua de formación. Un
número de variables afectan la velocidad a la cual ocurre la corrosión,
incluyendo el contenido de CO 2 y H 2 S, temperatura, pH, corte de agua,
salinidad, presión y velocidad de las fases líquida y gaseosa.
Los inhibidores de corrosión son tradicionalmente usados para disminuir la
velocidad a la que ocurre la corrosión. Pueden ser aplicados por inyección
continua a los fluidos producidos o en aplicaciones tipo batch a intervalos
39
regulares. Los inhibidores usados son generalmente de naturaleza orgánica y
trabajan formando un film protector en la superficie del metal que impide que el
agua esté en contacto con la superficie.
3.6.1.4.
Tratamiento
El gas separado de la fase líquida, es enviado por dos vías hacia diferentes
tratamientos.
A. La primera vía es el gas cooler, aquí al bajar la temperatura se provoca
la deshidratación de gas y la recuperación de las naftas en cada
scrubber, para evitar que los líquidos producto de la condensación
ingresen a los compresores y puedan afectar a su integridad ya que los
líquidos no son comprensibles.
Figura 22. Fotografía del Gas Cooler E-105
(Petroamazonas E.P. 2013)
B. La segunda vía es el scrubber de alta y luego al mechero, esta segunda
vía permite que el gas sobrante se elimine en el mechero y adicional
controla la presión hacia los separadores.
40
Figura 23. Fotografía Scrubber de Alta V-105
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 24. Fotografía del Mechero
(Petroamazonas E.P. 2013)
El gas que finalmente pasa por el gas cooler se dirige hacia el compresor, aquí
con el cambio de presión y temperatura se produce nuevamente condensación
que es eliminada por los scrubber de la primera y segunda etapa.
41
Figura 25. Fotografía del Compresor
(Petroamazonas E.P. 2013)
Ingresa con una presión máxima de 26 PSI al scrubber de la primera etapa, la
descarga la realiza a 100 PSI, pasa por un enfriador y luego al scrubber de la
segunda etapa y descarga con una presión de 400 PSI.
El gas a 400 PSI posteriormente pasa por un heater o calentador. A 150 °F,
esta temperatura permite que el gas se mantenga
estable y no exista
condensación para poder atravesar por las membranas de eliminación de CO 2
ahora existe una tercera vía que es la línea de CO 2, está va directamente al
mechero.
42
Figura 26. Fotografía del Heater
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 27. Fotografía de la Membrana
(Petroamazonas E.P. 2013)
3.6.1.5.
Disposición Final
Una vez realizado el tratamiento de la fase gas su disposición final está
destinada a la generación Eléctrica, generación térmica y compensación de gas
blanketing.
El mayor porcentaje de consumo de gas lo realizan los equipos electrógenos
(generadores), para la generación de energía eléctrica centralizada.
43
La generación térmica está destinada a los calentadores de la DTU (Unidad
Planta Destilación de Diesel), Incinerador, Heat media y Heater de la membrana
de gas.
Todo el gas restante es enviado al mechero de alta presión para ser quemado.
Figura 28. Fotografía Generación OGE
(Petroamazonas E.P. 2013)
44
Figura 29. Fotografía de la Generación Waukesha
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 30. Fotografía del DTU Unidad Planta de Destilación
(Petroamazonas E.P. 2013)
45
3.6.2. FASE CRUDO
Figura 31. Diagrama de Flujo del Crudo
3.6.2.1.
Separación
La separación del crudo se logra con varios métodos, los más utilizados son:
Mecánicos, eléctricos, químicos, térmicos.
Los FWKOs utilizan la combinación de uno o varios de estos métodos, ya que
internamente disponen de elementos mecánicos como: placas deflectoras,
coalescentes (Figuras 32 y 33) y placas anti remolino combinado con la
inyección de químico demulsificante,
antiespumante y anticorrosivo que
provocan la separación de la fase crudo/agua.
46
Tabla 8. Entradas Facilidades
%CORTE DE AGUA - ENTRADAS FACILIDADES
LÍNEA PRINCIPAL
HORA
Corte de Agua
TEMP °F
P(PSI)
9:00
90
188
72
14:00
92
187
70
PROMEDIO
91
187.5
71
A. Químico Demulsificante (Rompedores de Emulsión)
Las emulsiones son comunes en la producción de petróleo y gas. A pesar de
que es indeseada, el agua de formación está presente en casi todos los campos
en explotación. Esta agua invariablemente debe ser removida del crudo para
que éste pueda ser vendido.
Las emulsiones pueden ser rotas por medios químicos y / o térmicos. Romper
químicamente una emulsión involucra el uso de un demulsificante. El propósito
de los demulsificantes es 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 tratamiento exitoso.
B. Químico Antiespumante
Dentro de los químicos antiespumantes se pueden usar siliconas y poliglicol
esteres que son empleados en agua o petróleo para reducir la tendencia a
espumar y atrapar a las moléculas de gas.
Las espumas restan eficiencia a los procesos de separación y pueden ser de
origen mecánico o químico.
47
C. Químico Anticorrosivo
Se usa para disminuir la velocidad a la que ocurre la corrosión. Pueden ser
aplicados por inyección continua a los fluidos producidos o en aplicaciones tipo
batch a intervalos regulares. Los inhibidores usados son generalmente de
naturaleza orgánica y trabajan formando un film protector en la superficie del
metal que impide que el agua esté en contacto con la superficie.
Figura 32. Fotografía del FWKO
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 33. Fotografía de la Placa Coalescentes
(Petroamazonas E.P. 2013)
48
Figura 34. Fotografía Vista Frontal Placa Coalescentes
(Petroamazonas E.P. 2013)
Por diferencia de gravedad el agua se deposita en el fondo mientras que la fase
crudo permanece en la parte media y se desvía hacia los tanques T-101 A/B.
Cuando el crudo sale de los separadores trifásicos V-101- A/B V-104-A/B hacia
los tanques de reposo y despacho, se utiliza el sistema de precalentamiento de
crudo con ello ayudamos a subir la temperatura del crudo y logramos
deshidratarlo.
Tabla 9. Análisis Tratadores
FWKO´s
V-101 A
HORA
Corte de Agua
9:00
1,4
165
14:00
2,4
PROMEDIO
1,9
V-101 B
TEMP °F P(PSI)
PPM ACEITE
Corte de Agua
TEMP °F P(PSI)
PPM ACEITE
58
20
1,8
165
60
72
174
60
17
1,4
168
60
20
169,5
59
18,5
1,6
166,5
60
46
49
Tabla 10. Análisis de Tratadores 2
FWKO´s
V-104 A
HORA
Corte de Agua
9:00
1.00
168
14:00
2.00
PROMEDIO
1,5
V-104 B
TEMP °F P(PSI)
PPM ACEITE
Corte de Agua
TEMP °F P(PSI)
PPM ACEITE
58
25
1.00
160
62
18
168
58
15
1,60
166
60
14
168
58
20
1,30
163
61
16
El tratamiento térmico constituye un método efectivo y económico para la
deshidratación del petróleo y en la mayoría de los casos se utiliza para
ayudar en otros procesos. Antes de aplicar la transferencia de calor es
necesario separar el agua libre y el gas, con el fin de reducir la energía que
se debe aplicar para calentar el petróleo, ya que se requiere 350 BTU para
calentar un barril de agua en 1ºF y solamente se requiere 150 BTU para
calentar un barril de crudo. El calentamiento ayuda al rompimiento de las
emulsiones debido a que tiene los siguientes efectos sobre ella:

Dilata la película superficial que rodea a las gotas de agua, debilitándola
y facilitándola la coalescencia entre ellas.

Origina y aumenta el movimiento de las moléculas de agua produciendo
colisiones cada vez más violentas que ayudan también al rompimiento de
la película superficial que rodea a la molécula de agua.

Aumenta la diferencia de densidades entre agua y petróleo, facilitando
también el asentamiento de las gotas de agua.
50

Reduce la tensión superficial del agua facilitando la unión de las gotas ya
que tienden a tomar una superficie cóncava y a ofrecer mayor superficie
de contacto con el petróleo.

Reduce la viscosidad del petróleo.
El sistema medio de calor es un sistema de calefacción presurizado de agua
caliente en un circuito cerrado. El sistema proporciona agua caliente a los
componentes del proceso del sistema a una temperatura entre 240 ºF a 250 ºF.
Los componentes principales del sistema incluyen:
D. Calentadores de Hornos H-320-A/B
Son de tipo encendido gas directo calentadores y los medios del calor se
contienen en una bobina dentro de la caja de fuego del calentador. El agua se
calienta en la bobinas aproximadamente a 250 ºF
y es controlada por un
transmisor de la temperatura.
Tabla 11. HORNO H 320 A/B
HORNO H 320 A/B
AGUA
IN
HORA
OUT
TEMP
TEMP
P(PSI)
P(PSI)
°F
°F
9:00
224
122
240
112
14:00
224
124
242
113
PROMEDIO
224
123
241
112.5
51
Figura 35. Sistema Media de Calor
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 36. Fotografía Hornos de Precalentamiento H320 A/B
(Petroamazonas E.P. 2013)
52
E. Tambor o Tanque de Expansión V-340
El tambor de expansión de los medios del calor proporciona el volumen de la
expansión para el sistema cerrado. El tambor de expansión funciona
aproximadamente el ½ tanque por completo con el espacio restante que es una
manta presurizada del aire. El Tambor de Expansión V-340 sirve para dar
presión de cabeza a las bombas de circulación P-370 A/B/C.
Figura 37. Fotografía Tanque de Expansión V-340
(Petroamazonas E.P. 2013)
F. Bombas de Circulación de los Medios de Calor P-370-A/B/C
Las bombas de circulación son tipo centrífuga, cada una clasificada para los
50% de su capacidad máxima de circulación, que circula el agua caliente a
través de los calentadores de los medios de calor y del sistema. Dos bombas
funcionan siempre sin importar requisitos reales del calor. Las bombas se paran
con un flujo bajo de descarga o nivel bajo en el tambor o tanque de expansión
53
de calor. Con una bomba el flujo es de 200 GPM en servicio, con 2 bombas 400
GPM y con 3 bombas 600 GPM.
Figura 38. Fotografía Bombas de Circulación P-370-A/B/C
(Petroamazonas E.P. 2013)
G. Calentadores de Crudo Húmedo E-200 A/B
Los intercambiadores de calor son de tipo coraza y tubos son diseñados para
calentar el petróleo crudo como sea necesario para controlar la presión de
vapor y mejorar la separación en el equipo corriente abajo.
La temperatura del crudo que viene de los separadores trifásicos se aumentó a
través de intercambio de calor con agua caliente del sistema de medios de
comunicación de calor como se describe en la tabla inferior. La temperatura de
descarga se controla mediante el estrangulamiento del flujo de agua caliente a
través de los calentadores de crudo húmedo. El crudo de las descargas va de
los calentadores al desgasificadoras V-220.
54
Tabla 12. Análisis Tratadores
INTERCAMBIADORES DE CALOR AGUA/CRUDO
E-200 A
E-200 B
HORA
T ° F (IN)
T
SalidaFKWO´s
T °F (OUT)
P (PSI) IN
T ° F (IN)
T
SalidaFKWO´s
T °F
(OUT)
P (PSI) IN
9:00
170
238
20
170
240
25
14:00
172
238
22
172
242
26
PROMEDIO
171
238
21
171
241
25.5
Figura 39. Fotografía Calentadores E-200 A/B
(Petroamazonas E.P. 2013)
55
H. Desgasificadoras de Gas V-220 –A/B
Son separadores bifásicos diseñados para quitar el gas remanente de la
corriente del crudo que vienen de los intercambiadores de calor E-200 A /B, y
evitan el sobrecargar a los botas del gas contracorriente desde los tanques del
envío del crudo. Los recipientes funcionan entre 20 a 30 psi.
Figura 40. Fotografía Desgasificadoras V-220
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 41. Sistema de las Desgasificadoras V 220
(Petroamazonas E.P. 2013)
56
El crudo que viene de las desgasificadoras ingresa a los Tanques T-101-A/B
por temperatura y tiempo de resistencia el crudo alcanza el parámetro de
calidad requerido, esto es menor al 0.5% de BS&W según el acuerdo Ministerial
Nº 14, del Ministerio de Energía y Minas
Figura 42. Fotografía Tanque de Recepción y Despacho
(Petroamazonas E.P. 2013)
Tabla 13. Temperatura y % BS&W Tanques de Crudo
57
I. Intercambiadores de Crudo E-300 A/B
Los intercambiadores cruzados de crudos reciben el crudo de los Tanques
T-101-A/B por medio de las bombas P-139-A/B de aumento de presión donde
el crudo esta precalentado por medio de un tipo cambiador de la placa de calor.
La fuente de calor es petróleo crudo caliente de los deshidratadores. El petróleo
crudo de los intercambiadores en forma de
cruz fluye a los calentadores
crudos, E-310-A/B. El aceite seco de los deshidratadores se toma a través de
los cambiadores a la unidad lact
Tabla 14. Intercambiadores de Calor/Crudo
Figura 43. Fotografía Intercambiadores de Crudo E-300 A/B
(Petroamazonas E.P. 2013)
58
Figura 44. Intercambiadores
(Petroamazonas E.P. 2013)
J. Calentadores de Crudo E-310-A/B
Los calentadores crudos son tipo intercambiadores coraza y tubos de calor
diseñados para calentar el petróleo crudo aproximadamente 210 ºF en
condiciones normales para realzar la separación en los deshidratadores del
crudo.
La temperatura de aceite se aumenta con intercambio de calor con el agua
caliente del sistema de precalentamiento de calor. La temperatura de la
descarga del petróleo crudo es controlada sofocando el agua caliente que
atraviesa los calentadores de crudo. El petróleo crudo de los calentadores va al
deshidratador del aceite, V-107 A/B.
59
Tabla 15. Intercambiadores de Calor Agua/Crudo
Figura 45. Fotografía Calentadores E-310-A
(Petroamazonas E.P. 2013)
60
K. Deshidratadora Electrostáticos de Aceite V-107-A/B
Los deshidratadores reciben el petróleo crudo calentado y un campo
electrostático realza la separación de oil/water. Los deshidratadores son
recipientes bifásicos, crudo
y agua sin fase de gas. El crudo seco de los
deshidratadores se enfría a través de los intercambiadores cruzados crudos de
E-300 A/B y se pasa luego a la unidad lact.
Tabla 16. Análisis Separadores Electrostáticos
Figura 46. Deshidratadora Electrostática
(Petroamazonas E.P. 2013)
61
L. Deshidratador Electrostático
Este dispositivo, generalmente tiene características similares a los de los
equipos de separación mecánica presurizados, añadiendo a éstos el sistema de
electrodos y de generación de alto voltaje. La aplicación del campo eléctrico
sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de
agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su
posterior coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de
las gotas, lo que permite la sedimentación por gravedad.
Un deshidratador electrostático está dividido en 3 secciones.

La primera sección ocupa aproximadamente el 50% de su longitud y es
llamada “Sección de calentamiento”.

La segunda sección es llamada “Sección central o control de nivel” y esta
ocupa por alrededor del 10% de su longitud ubicada adyacente a la
sección de calentamiento.

La tercera sección ocupa el 40% de la longitud del deshidratador y es
denominada “Sección de asentamiento” del agua suspendida para
producir crudo limpio. Las parrillas de electrodos de alto voltaje están
localizadas en la parte superior del recipiente, arriba de la interface aguaaceite.
3.6.2.2.
Método:
A través de Transformadores, generan energía electroestática, la cual agrupa
las moléculas de agua haciéndolas más grandes, con el objetivo de que estas
caigan por su densidad.
Estos equipos permiten eliminar el agua remanente que no fue separada tanto
en el separador de producción.
El crudo entra al recipiente y se reparte uniformemente dentro de éste, pasando
por un distribuidor que ocupa todo el largo del equipo.
62
El crudo fluye hacia la parte superior pasando por el colchón de agua que se
mantiene en el equipo, esto permite que el crudo se lave para que las gotas de
agua dispersas se junten entre si y se depositen en el fondo del deshidratador.
Estos equipos pueden utilizar corriente alterna y/o continua para conseguir que
el agua dispersa en el crudo calezca y caiga al fondo del recipiente Los
deshidratadores
electrostáticos
separan
crudo
y
agua
mediante
el
funcionamiento de un sistema de transformadores que elevan a un alto
potencial, el cual se rectifica obteniendo corriente continua que alimenta a dos
electrodos de polaridad opuesta; y debido a la bipolaridad de las moléculas de
agua, estas son atraídas a los polos opuestos ocasionando un choque entre sí,
lo que permite formar moléculas de mayor peso y facilitar la precipitación. A
continuación se muestra imágenes que describen el deshidratador electrostático
de forma interna como externa.
Figura 47. Deshidratador Electrostático
(Caicedo Méndez Andrés David, 2009)
63
Figura 48. Fotografía Deshidratadora
(Petroamazonas E.P. 2013)
3.6.2.3.
Disposición Final
Una vez que el crudo se encuentre dentro de las especificaciones de entrega,
es transferido hacia su destino final el SOTE ( Sistema
de
Oleoducto
Transecuatoriano) y/o el OCP (Oleoducto de Crudos Pesados), mediante la
Unidad LACT (Unidad Automática de Control y Medida de Entregas).
Tabla 17. Análisis del Crudo para su Entrega
64
3.6.2.4.
Unidad LACT, Punto de Fiscalización del CPF
Después de todo el proceso de separación y almacenamiento del crudo, este
es fiscalizado y entregado a los custodios del SOTE o el OCP, mediante los
tres contadores de la Unidad Lact marca SMITH METER, y estos valores son
registrados en contadores electrónicos “DANIEL Flo Boss S600” estos
contadores
son
calibrados
representantes de la ARCH,
cada
quince
días
con
presencia
de
los
funcionarios de Petroecuador y un inspector
externo de la compañía Veripet para comprobar su perfecto funcionamiento.
La Unidad Lact Está diseñada para medir de manera precisa, tanto la calidad
como la cantidad de un hidrocarburo líquido. Esta medición, se hace para
transferir de manera automática y precisa la custodia de un líquido de una parte
responsable a otra. Por lo tanto, todos los componentes utilizados para medir la
cantidad y calidad, deben tener la posibilidad de revisarse en línea y deben
estar calibrados, para asegurar una operación adecuada y correcta.
A. Características
Tabla 18. Características Smith Meter
Modelo
86-31
Serial No.
CK 154435
ASEEM No.
517803-0-01
MAWP.
150 PSI
Flow Range
200-1000 GPM
W&M
DC95-03481
65
B. Equipos o Partes de una Unidad de Medición Lact
A continuación se definen los equipos o partes de la unidad de medición LACT.
B.1. Sampler- Toma de Muestras
Es un dispositivo que toma muestra del petróleo para determinar el BS&W y
°API, el laboratorista está encargado de recoger la muestra y examinar el % de
azufre contenido en el crudo, la viscosidad del fluido, la gravedad API, agua por
destilación, análisis de contenido de sedimentos, entre otros.
B-2. Strainer- Filtro
Es un eliminador de partículas sólidas tales como costras de la tubería,
esquirlas de soldadura, arena, etc., las cuales pueden causar muestreos y
aforos inexactos. Cuando se trabaja con bombas centrifugas, el filtro se instala
después de ellas. En el caso de bombas de desplazamiento positivo, la
instalación se hace en la bomba.
Los filtros utilizados en las Unidades LACT generalmente son del tipo canasta
en línea.
Los filtros de canasta pueden equiparse con tapas de apertura rápida o la tapa
puede ser una brida ciega. Indicadores y/o interruptores de presión diferencial
pueden ser instalados a través del filtro de canasta para señal de diferencial
alta. Un eliminador de aire se instala en la parte de superior de la tapa para
permitir que aire o gas se ventee cuando se esté arrancando (llenando) el
sistema.
El filtro/eliminador de aire no reemplaza al desaireador. El material de la
canasta del filtro puede ser acera al carbón o acero inoxidable con orificios de
1/8 pulgadas de diámetro y distancia entre centros de 3/16 pulgadas.
66
B.3. Transmisores e Indicadores de Presión y Temperatura
Los transmisores e Indicadores de presión y temperatura deben ser confiables y
precisos, ya que los transmisores envían una señal al gabinete de control t esta
información se utiliza en el cálculo de las cantidades de líquido. Por lo tanto,
deben suministrar equipos con extremada precisión. Los Indicadores deben ser
de fácil lectura y mantenimiento. Los transmisores e indicadores de temperatura
deben estar instalados en termo pozos que se extiendan a la mitad del segundo
tercio del tubo. Los transmisores e indicadores de presión deben instalarse de
manera que una válvula permita su revisión y calibración sobre el tubo.
B.4. Probador de Medidores
El probador de medidores se utiliza para calibrar los medidores de flujo,
mediante este quipo de obtiene el factor de medidor. El probador es un sistema
de válvulas y accesorios que también sirven para verificar la precisión del
medidor.
Un probador de medición es una pieza de tubo con dos detectores que
sobresalen en el tubo separados a una distancia fija. El volumen del espacio
entre los detectores se conoce y sirve como el estándar. Antes de probarse un
medidor, el líquido se corre tanto a lo largo del medidor como del probador
hasta que se estabilizan sus presiones y temperaturas. Esto asegura que las
lecturas sean exactas. Cualquier diferencia sustancial en temperatura o presión
se anota y se hacen las correcciones.
Por cada sección, el producto empuja una bola flexible bien ajustada que actúa
como un pistón a través del probador.
Conforme se mueve la bola a lo largo de probador, ésta activa al primer anillo
indicador e inicia el contador del medidor. Al fluir el líquido a través del
probador, el contador rastrea el flujo hasta que la bola llega al segundo
interruptor detector y detiene el contador. Para obtener el factor de medición el
67
calibrador compara la lectura del medidor con el volumen conocido por el
probador.
Figura 49. Fotografía Punto de Fiscalización del CPF
(Petroamazonas E.P. 2013)
3.6.2.5.
La unidad "DANIEL" Flo Boss S600
La unidad “Daniel” Flo Boss S600 es la encargada principalmente de:

Registrar los volúmenes brutos, netos y el total acumulado en 24
horas para cada medidor, del crudo enviado desde CPF.

Controlar las calibraciones y calcular el factor de medición.

Detectar cualquier anomalía e informar al panel de alarmas (Falla en
válvula de cuatro vías, Alta presión diferencial, Alto
BS&W, Bajo
flujo).
68
Figura 50. Fotografía Flo Boss S600
(Petroamazonas E.P. 2013)
3.6.2.6.
Medidor Volumétrico de Desplazamiento Positivo
Los medidores de desplazamiento positivo miden la cantidad de fluido que
circula por un conducto dividiendo el flujo en volúmenes separados y sumando
los volúmenes que pasan a través del medidor. Las partes mecánicas del
instrumento se mueven aprovechando la energía del fluido y dan lugar a una
pérdida de carga. La precisión depende de los huelgos entre las partes móviles
y las fijas y aumenta con la calidad de mecanización y con el tamaño del
instrumento.
En cada medidor, se pueden destacar tres componentes comunes:

Cámara, que se encuentra llena de fluido,

Desplazador, que bajo la acción del fluido circulando, transfiere el fluido
desde el final de una cámara a la siguiente, y
69

Mecanismo (indicador o registrador), conectado al desplazador, que
cuenta el número de veces que el desplazador se mueve de una parte a
otra en la cámara de trabajo.
Un problema importante que se debe tener en cuenta al fabricar un medidor de
desplazamiento positivo es conseguir una buena estanqueidad de las partes
móviles, evitando un par de rozamiento inaceptable y que la cantidad de líquido
de escape a través del medidor sea moderada. Por esta razón, es necesario
calibrar el medidor de desplazamiento a varios caudales, dentro del margen de
utilización, con un fluido de viscosidad conocida. (Figura 51)
Figura 51. Fotografía de Medidores Positivos
(Petroamazonas E.P. 2013)
Para lograr una separación completa del crudo es indispensable que las
Industrias
Petroleras
mantengan
en
un
sus plantas
un
sistema
de
precalentamiento adecuado.
70
3.6.3. FASE AGUA
Figura 52. Diagrama de Flujo del Agua
3.6.3.1.
Separación
La separación de la fase agua se produce principalmente en los FWKOs, una
segunda separación se produce en los tanques de reposo y finalmente en los
separadores electrostáticos.
Figura 53. Fotografía Tanque de Agua de Producción
(Petroamazonas E.P. 2013)
71
Figura 54. Fotografía Tanque de Agua de Inyección
(Petroamazonas E.P. 2013)
Tal y como se explicó en las fases anteriores el agua por su gravedad se
deposita en el fondo de los separadores así como en el fondo de los tanques,
para luego ser tratada en los tanques de agua de producción.
El agua de producción o también llamada agua de formación al igual que el gas
y el crudo no se puede descuidar en su tratamiento.
A continuación se presenta una tabla donde se muestra el análisis de calidad de
agua de formación de la plata CPF.
72
Tabla 19. Análisis de Calidad de agua de formación CPF
3.6.3.2.
Tratamiento
El agua de producción antes del ingreso a los separadores se lo debe tratar
químicamente, inyectando en la línea de flujo antiescala, anticorrosivo,
clarificador de agua y biocida.

Químico Antiescala.
Las aguas de formación son complejas y diversas. Estas varían desde menos
que =.1% hasta 40% en peso de sólidos disueltos. Estos son generalmente
algunos de los siguientes iones:

Cationes (Iones positivos): calcio, bario, estroncio, hierro
73

Aniones (Iones negativos): bicarbonatos, sulfatos, sulfuros.
Ciertas combinaciones de estos cationes y aniones forman compuestos con
solubilidades (la máxima concentración de iones que pueden permanecer
disueltos) muy limitadas en agua. Estas aguas se encuentran en un estado de
equilibrio con las sales naturales y los minerales de los reservorios. Cualquier
situación que altere el equilibrio del agua puede causar que algunas sales
excedan la solubilidad bajo las nuevas condiciones y entonces precipiten de la
solución.
El carbonato de calcio CaCO3, es el depósito de incrustación más
frecuentemente encontrado en la producción de gas y petróleo y ocurre en
todas las regiones geográficas.
La selección de los químicos inhibidores de escala depende de algunos factores
críticos como: temperatura del sistema, residual de inhibidor, tipo de
incrustación, severidad del problema de incrustación, costo, temperatura, pH,
clima, compatibilidad y técnica de aplicación.

Químico Clarificador de Agua
Las aguas producidas contienen sólidos suspendidos y aceite emulsionado.
Para el tratamiento de éstas, es común la aplicación de polielectrolitos con
pesos moleculares que varían desde 50000 hasta más de 10000000. Algunos
polielectrolitos tienen la capacidad de neutralizar la carga y flocular pero en
general, los productos de peso molecular más bajo son coagulantes y aquellos
con peso molecular alto son floculantes.

Químico Biocida
Un aditivo que mata las bacterias. Los bactericidas se utilizan comúnmente en
lodos a base de agua que contienen almidones y gomas naturales que son
especialmente vulnerables a los ataques bacterianos. Las opciones de
74
bactericidas son limitadas y se debe tener cuidado para encontrar los que sean
eficaces y hayan sido aprobados por los gobiernos y por la política de la
empresa. Los bactericidas, también llamados biocidas, pueden utilizarse para
controlar las bacterias reductoras de sulfatos, las bacterias formadoras de limo,
las bacterias oxidantes del hierro y las bacterias que atacan los polímeros en
los fluidos de fractura y de recuperación secundaria. En los polímeros, la
degradación del fluido es controlada, evitando así la formación de una gran
biomasa, que podría obturar la formación y reducir la permeabilidad.
Es vital que el laboratorio determine el tipo de tratamiento que recibirá el agua
ya que es importante el tratar de mantener los sólidos disueltos en el agua,
porque si estos sólidos se precipitan forman incrustaciones que pueden afectar
la integridad de los equipos.
Debido al cambio de temperatura y presión los sólidos que se encuentran en el
agua se depositan en los diferentes equipos ocasionando perdida de eficiencia
en algunos de ellos, entre los más importantes están: los tanques y bombas de
transferencia y filtros WENCO.
A. Filtros Wenco
Estos filtros Sirven para atrapar las partículas de crudo que se pasan por la
línea de agua de producción de los separadores trifásicos hacia los tanques de
agua, existen siete filtros Cada filtro Wenco funciona con su respectiva bomba
P-102 (descarga agua de T-103-A/B).
Mediante el uso de este equipo se logra que el agua de producción cumpla con
los márgenes de aceite en agua permisibles para poder inyectarla, El filtro
puede entrar en retro lavado automáticamente si alcanza 16 psi de presión
diferencial o en
forma manual presionando el pulsador de Back Wash. El
suministro de aire para la instrumentación neumática es de 80 PSI.
75
Tabla 20. Materiales del Filtro Wenco
MATERIALES
PECAN
8400 LIBRAS
WALNUT
2640 LIBRAS
Tabla 21. Características del Filtro Wenco
CARACTERÍSTICAS
Capacidad máxima de filtración
36.000 BWPD C/U
Capacidad mínima
21.000 BWPD C/U
Las presiones oscilan entre
58 a 62 psi.
Flujo equivalente de
28.000 a 33.000 BWPD C/U
Figura 55. Fotografía Filtros Wenco
(Petroamazonas E.P. 2013)
76
De igual manera es importante que se mantenga el gas blanketing en los
tanques de almacenamiento de agua para impedir la formación de bacterias
aeróbicas las mismas que podrían afectar la integridad de los tanques.
Retirar la capa de crudo de los tanques de agua ocasionalmente para evitar que
los filtros se saturen por alta concentración de hidrocarburos y lo más
importante evitar taponamientos por crudo en los pozos inyectores.
3.6.3.3.
Disposición Final
La disposición final del agua es la reinyección en los posos inyectores. En las
arenas Tiyuyacu y Hortiguasa.
Con una calidad de máximo 15 ppm de aceite en agua.
La fase agua sale de los separadores hacia los tanques de agua de producción,
aquí por reposo se separa el crudo que pudo ser arrastrado en la fase agua,
este crudo es retirado periódicamente para evitar el taponamiento de filtros y
pozos inyectores.
Luego de los tanques de producción el agua pasa a través de los filtros para
retirar las partículas de crudo y sólidos que pueden estar ´precipitados, el agua
filtrada pasa a los tanques de reinyección.
El agua finalmente es depositada en los pozos inyectores utilizando para este
efecto bombas de una alta presión de descarga.
Para dar cumpliendo con los parámetros de calidad establecidos por la
empresa, es decir no más de 15 ppm de aceite en agua.
77
Figura 56. Fotografía Disposición Final del Agua
(Petroamazonas E.P. 2013)
B. Bombas de Alta Presión de Descarga
BOMBAS “BOOSTER” P-112 D /E /F /G /H1 /I /K /L /M1 /N1 /O1 /P y P-612C.
Estas bombas succionan del Tanque de reinyección T-104 A/B y Mantienen la
presión intermedia a las bombas de inyección de alta presión de agua
localizadas en CPF, Jivino A, Jivino B y Jivino F.
Existen dos bancos de bombas „‟Booster‟‟ denominados como:
B.1. Primer Banco: P-112-D, E, F, G Y H1
Booster P-112-D, E, F, I, K, L, P son bombas ‟‟REDA‟‟ Centrifugas y
horizontales de 12 etapas de similares características cada una de ellas.
78
Características De Placa
Tabla 22. Características Booster REDA
Modelo
M-520-A-CUT
Flujo
12000 – 24000 BPD
Presión Máxima de
850PSI
Descarga
Figura 57. Fotografía P-112-D, E, F, G Y H1
(Petroamazonas E.P. 2013)
79
B.2. Segundo Banco: P-112-I, K, L, M1, N1, O1, P y (P-612C)
Booster P-112-H1, M1, N1, O1, son bombas ‟‟Wood Group‟‟, centrifugas y
horizontales de 13 etapas de similares características cada una de ellas.
Tabla 23. Características Booster ‟‟Wood Group‟‟
Modelo
TM-1900 / Et. 13 /
Serie 862
Flujo
12000
–
24000
BPD
Presión Máxima de
Descarga
850PSI
Figura 58. Fotografía P-112-I, K, L, M1, N1, O1, P y (P-612C)
(Petroamazonas E.P. 2013)
80
3.6.4. RESÚMEN DEL PROCESO SEPARACIÓN
3.6.4.1.
Aspectos Teóricos
Con la siguiente ilustración se visualiza el comportamiento de una mezcla de
agua-crudo cuando son mezclados con alguna intensidad.
Figura 59. Mezcla de Agua/Crudo
(Cristian Lema, 2008)
Una vez que la mezcla se deja en reposo, el agua libre empieza a precipitarse
al fondo del recipiente; el crecimiento inicial a la columna de agua es rápido, tal
como se muestra en la curva; este crecimiento disminuye ostensiblemente
después de cierto tiempo hasta que se hace casi despreciable. Este período de
tiempo puede oscilar entre 3 y 20 minutos o más, dependiendo de la calidad del
crudo.
A crudos más pesados, el tiempo de separación del agua libre será mucho
mayor. Para crudo más livianos, el tiempo de separación será menor.
Normalmente desde el punto de visto económicos es ventajoso separar el agua
libre que pueda contener el fluido producido en los pozos, antes de proceder al
tratamiento químico o térmico para romper la emulsión.
81
Los separadores de tres fases, comúnmente llamados FWKO (separadores de
agua libre), se utilizan para remover la mayor cantidad de agua libre que esté
presente en el fluido producción.
1. El agua es la fase más pesada, y es a que primero se retira, por el fondo
del recipiente.
2. El crudo es más liviano que el agua y una vez separados rebalsa por
encima del bafle, y se retira del recipiente por el fondo externo opuesto a
la entrada de fluido.
3. El gas es la fase más liviana y la más fácil de separar, en este caso, se
retira del separador por la parte superior en el extremo del recipiente,
haciéndolo pasar previamente por la caja de extractor de niebla dónde se
desprende de las últimas gotas de líquido que pudieron haber quedado
suspendidas en la fase gaseosa.
Para que la separación de la fase líquida tenga lugar, las gotas deben:
4. Formarse
5. Crecer en tamaño
6. Desplazarse Verticalmente
Las gotas de agua que se formen en el seno de la fase del crudo descienden, y
las de crudo que se forman en la fase acuosa, ascienden.
3.6.4.2.
Factores Que Intervienen En La Separación
La separación de las fases depende de diversos factores como:
82
A. Tiempo De Residencia Del Fwko
Se requiere de un cierto tiempo de almacenamiento del crudo en el separador
para asegurar que el crudo logre el equilibrio y el gas que todavía está asociado
al crudo, pueda liberarse. Además, requiere un tiempo de reposo para que las
gotas de agua que están en el crudo puedan coaleser y pueda precipitarse de
acuerdo con la ley de Stokes. Es común usar un tiempo de residencia entre 3 o
30 minutos dependiendo de la cantidad o gravedad API del crudo.
Similarmente se requiere de un cierto tiempo de almacenamiento de agua
removida y precipitada al fondo del recipiente para asegurar que la mayor parte
de las gotas de crudo presentes en el agua residual, se unan (coalescan) y
emerjan a la fase de crudo. Estos tiempos de residencia deberán ser
determinados en los máximos caudales de agua y de crudo que van a ser
manejados en el separador, así como también en función de las características
del crudo, el parámetro más importante.
Estos niveles se controlan mediante válvulas de control de nivel. En el caso de
nivel crudo este se encuentra a la altura del bafel, ya que rebalsa por encima
del mismo hacia la cámara de crudo en el que mantenemos un control de nivel
mediante una válvula neumática con un set de 12 pulgadas de crudo.
En el caso del nivel de agua, por ser la fase más pesada de las tres, se debe
controlar la altura de la interface crudo-agua mediante dos válvulas de rango
compartido con un set de 80 pulgadas de crudo-agua.
Ley de Stokes
La ley de Stokes se refiera la fuerza de fricción experimentada por objetos
esféricos moviéndose en el seno de un fluido viscoso en un régimen laminar de
bajos números de Reynolds. Fue derivada en 1851 por George Gabriel Stokes
tras resolver un caso particular de las ecuaciones de Navier-Stokes. En general
83
la ley de Stokes es válida en el movimiento de partículas esféricas pequeñas
moviéndose a velocidades bajas.
La ley de Stokes se expresa como:
[10]
Dónde:
R es el radio de la esfera, v su velocidad y η la viscosidad del fluido.
Si las partículas están cayendo verticalmente en un fluido viscoso debido a su
propio peso puede calcularse su velocidad de caída o sedimentación igualando
la fuerza de fricción con el peso aparente de la partícula en el fluido.
[11]
Dónde:
Vs= es la velocidad de caída de las partículas (velocidad límite)
g= es la aceleración de la gravedad
Pp= es la densidad de las partículas
Pf= es la densidad del fluido
n= es la viscosidad del fluido
r= es el radio equivalente de la partícula
84
B. Temperatura
Al ingreso de FWKO, se tiene una temperatura de 180 grados Fahrenheit por lo
que no necesitamos realizar un calentamiento previo.
Para mantener la temperatura el FWKO está aislado técnicamente.
C. Presión
Para garantizar una presión de operación adecuada, se establece un control
de presión con una válvula de control en la línea de salida de gas la cual la
mantenemos en un set de 60 psi.
D. Velocidad del Gas
Para garantizar una velocidad de gas adecuado, se dimensiona, considerando
el flujo transversal de gas en el equipo, la sección que se requiere para lograr la
separación gas-liquido. Esto determina, junto con otras consideraciones, el
diámetro del separador.
E. Condiciones Externas
Inyección de demulsificante: ayuda a la coalescencia (formación y crecimiento)
de las gotas, favoreciendo la separación de las fases de crudo y agua. El cual
se inyecta en los pozos productores para una mejor separación de fases.
3.6.4.3.
Medición Interface Agua- Crudo
Un parámetro de operación importante es la altura de la interface agua-crudo.
Esta altura está estrechamente vinculada con el tiempo de residencia del agua
en el inferior del separador, y por lo tanto con la buena separación es decir, con
la cantidad de hidrocarburo que queda en el agua.
Esta interface es una zona de transición entre el agua (con unas pocas partes
por millón de hidrocarburos) y el crudo (emulsión de cierto porcentaje de agua).
85
En la fase acuosa el porcentaje de agua es cercano a 100 por ciento, mientras
que en la emulsión de crudo el porcentaje de agua puede ir desde 0 por ciento
hasta 5 porciento según el caso.
Figura 60. Medición de Interface Agua-Crudo
(Caicedo Méndez Andrés David, 2009)
3.6.4.4.
Problemas de Emulsiones
La emulsión se forma por la presencia de contaminantes en el caudal de
producción, provenientes de la misma formación productora o inyecciones de
fluidos externos en las alineas de flujo, o a su vez mala dosificación de
antiespumante, etc.
Como la emulsión se forma de la interface agua/crudo, el problema será para el
control de niveles de tipo interface y en consecuencia, para el colchón de crudo.
Afecta también los tiempos de residencia, con la resultante disminución en la
eficiencia de separación, aumento en los costos de tratamiento.
Por lo que se debe arreglar rompedores de emulsión especiales para estos
casos, previo análisis de laboratorio.
86
Figura 61.Petróleo en Emulsión
(Caicedo Méndez Andrés David, 2009)
3.6.4.5.
Arrastre del Líquido a la Fase Gaseosa
Se detecta cuando el gas descargado presenta contenido de líquido por encima
de lo normal.

Puede ser producido por alto nivel de líquido.

Daño en las parte interna del separador, tal como el control de nivel.

Taponamiento de las descargas o salidas.

Daño en la válvula de descarga.

Alta turbulencia.

Juste deficiente en el control de nivel.
3.6.4.6.
Arrastre del Gas a la Fase Liquida
Ocurre cuando el gas libre escapa con el líquido que estaba siendo descargado
por el separador.

Presencia de espuma lo cual origina una remoción deficiente del gas.

Bajo tiempo de residencia.

Daño en control de nivel.

Falta de ajuste del sistema de control de nivel.
87
3.7.
SISTEMA SCADA
El control y monitoreo de toda la planta se lo realiza en el Departamento de
Control MCC, mediante un sistema a scada.
Gracias al programa actualizado llamado Factory Talk se puede inferir en todas
las variables tales como: temperatura, presiones, niveles de arranque y de
apagado de las bombas.
Con las lecturas de los contadores de la Unidad LAC, se puede cambiar los set
de interfaces de los separadores, en el caso de recibir señales de altas
presiones, de ese modo evitar malas consecuencias.
3.7.1. OBJETIVO PRINCIPAL DEL SISTEMA SCADA
Promover la comprensión de la tecnología que el personal operativo, usa en su
trabajo diario.
3.7.2. OBJETIVO ESPECÍFICO DEL SISTEMA SCADA
Reforzar la relación trabajo-habilidades mediante el suministro de información
adecuada de tal manera que la puedan aplicar in mediatamente.
3.7.3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA SCADA
El sistema supervisorio de Control y Adquisición de datos (SCADA) comprende
7 sub-sistemas interconectados dispuestos en niveles jerárquicos que se
describe a continuación.
1. El primer nivel en la parte superior de la jerarquía es el operador del
centro de Control.
2. A continuación está el nivel principal.
3. Las comunicaciones frontales o CFE están en el tercer nivel.
4. El enlace entre el centro de control y la estación es función de las
comunicaciones de datos.
5. Al nivel de la estación se encuentra la unidad terminal remota o UTR.
88
6. Dentro de la estación están los controladores lógicos programables PLC,
sus módulos de entrada y salidas asociadas (I/O)y una interface hombre
máquina (MMI).
7. La instrumentación y los depósitos están ubicados al fondo de la
jerarquía. La información desde el campo es retornada a través de cada
nivel de jerarquía.
El sistema SCADA es un método complejo de computadoras receptoras,
conjuntos, medios de comunicación y dispositivos e instrumentos que reúnen y
analizan datos de operación y envían reportes de vuelta al centro de control.
El sistema SCADA es la herramienta que concentra en un sólo lugar la
supervisión de la operación de un ducto. Generalmente están concentradas en
salas con una adecuación especial ya que allí no sólo se supervisa una
estación sino todas, y aún todas las válvulas de seccionamiento que están en la
línea. Para el control de las operaciones y para brindar mayor seguridad el
sistema SCADA tiene un grupo de sensores que miden el flujo del crudo, la
temperatura y la presión. Esta información es recogida por controladores
programables en cada estación y válvula de bloqueo, y es enviada
instantáneamente a través de la fibra óptica o satélite al centro de SCADA. Los
datos recibidos en la central de SCADA son analizados y controlados
constantemente por los operadores para determinar si existe algún evento
notable en la operación del oleoducto. En la siguiente ilustración se muestra los
componentes principales del Sistema SCADA, cabe recalcar que es sistema es
clave para organizar la información.
89
Figura 62. Componente del Sistema SCADA
3.7.4. EQUIPOS DEL SISTEMA DE CONTROL SCADA
Figura 63. Equipos del Sistema de Control Scada
90
A. Sensores
Los sensores monitorean instrumentos
B. Controlador
El controlador, o controlador de lógica programable (PLC), es el cerebro del
sistema. El mismo evalúa la información proveniente de los sensores y decide
que acción tomar para mantener el oleoducto bajo control.
C. Elementos de control final
Estos elementos son los que realizan las operaciones en el sistema. Los
elementos de control final realmente afectan lo que ocurre en la línea. Por
ejemplo, los elementos de control final pueden ser las válvulas controladas
electrónicamente o bombas de sumidero, las cuales arrancan automáticamente
cuando el nivel del tanque aumenta.
Figura 64.CPF Facilities Overview
(Petroamazonas E.P. 2013)
91
Figura 65. FWKO Overview
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 66.FWKO V-101-A
(Petroamazonas E.P. 2013)
92
Figura 67. Heat Media
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 68.Crude Cross Exchanger & Heater
(Petroamazonas E.P. 2013)
93
Figura 69.Wet Crude Heaters & Desassers
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 70. V-107 Electrostatic Dehydrators
(Petroamazonas E.P. 2013)
94
Figura 71. Lact Unit
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 72. Crude Shipping Tanks
(Petroamazonas E.P. 2013)
95
Figura 73. Gas Cooler
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 74. Membrane System
(Petroamazonas E.P. 2013)
96
Figura 75. Gas Compressor C107-A
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 76. Gas Scrubber Flare
(Petroamazonas E.P. 2013)
97
Figura 77. Water Booster P-112 Pumps (1)
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 78.Water Booster P-141, P-230 Pumps (2)
(Petroamazonas E.P. 2013)
98
Figura 79.Produced Water Storage T-103 & T-104 Tanks
(Petroamazonas E.P. 2013)
Figura 80. Reject Oil T-110 & Sumps
(Petroamazonas E.P. 2013)
99
4.
ANÁLISIS DE RESULTADOS
La investigación realizada es una construcción teórica que atraviesa una serie
de modelos de análisis surgiendo de esa manera la sucesión de preguntas e
hipótesis que fueron planteadas y contestadas en el transcurso y desarrollo de
mi tesis.
Para llegar a este punto en donde validaré lo escrito anteriormente fue
importante basarme en registros teóricos, en la recopilación de datos, análisis
del contenido de documentos, pero lo más esencial que me permitió sentirme
seguro con lo que he descrito fue la observación participante en el campo
Indillana, esta observación me permitió sumergirme y estar inmerso en la vida
cotidiana del mundo petrolero.
Gracias a mi observación pude crear registros escritos, registros de imagen y
registros de audio cuando tuve que cuestionar al personal que maneja ciertos
procesos de mi tema de tesis.
Las facilidades del campo Indillana, CPF; fue diseñada para satisfacer el
tratamiento de separación del petróleo con una producción de 35.000 barriles
diarios de crudo, 335.000 barriles diarios de agua y 7‟000.000 millones de pies
cúbicos diarios de gas, pero la producción real en el mismo según las
estadísticas emitidas por la empresa Petroamazonas S.A muestra los siguientes
datos de producción.
CRUDO
26.400 Bls por día
AGUA
180.000 Bls por día
GAS
6.4 MMSCFD
100
Dado la producción diaria con fechas actuales, podemos darnos cuenta que es
inferior a la capacidad máxima que fue diseñada la planta de facilidades del
campo, los datos arrojados no significa que de alguna manera afecta a nuestros
equipos más bien al trabajar con menos producción nos permite tener un tiempo
de residencia aproximada de 30 minutos de separación, consecuentemente el
producto entregado cumple con las más altas especificaciones de calidad
requeridas por Agencia de Regulación de Hidrocarburos (ARCH).
Para nuestra empresa la preocupación no se enfoca en que la producción
supere la capacidad de la planta, ya que nuestro campo ha sido explotado y es
un campo maduro, cómo la operación del campo se maneja de forma
automática la empresa pone mucha atención en mantener al personal
totalmente capacitado con conocimientos amplios que les permita controlar lo
equipos y manejar correctamente los parámetros de operación y de esa manera
evitar algún desastre de daño a nuestros equipos o al medio ambiente.
101
5.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
Luego de una investigación meticulosa acerca de la descripción del proceso de
separación que abarca el control de las facilidades de producción del crudo
semipesado bloque 15 campo Indillana, operado por Petroamazonas E.P, la
misma que demando factor tiempo, puedo concluir de una forma muy crítica con
bases científicas lo siguiente.
Una de las etapas más importantes de la rama petrolera es la producción de
hidrocarburo, el cual, como se manejó anteriormente, permite estudiar y aplicar
las distintas herramientas adecuadas para extraer el hidrocarburo que se
encuentra en el subsuelo. Por tal motivo, se requiere de muchos estudios que
permitan conducir las mejores formas en cómo va a venir ese fluido a la
superficie, y con qué capacidades se cuentan para explotar de una forma
factible el hidrocarburo deseado del pozo perforado y pueda ser viable
económicamente.
Para llegar al objetivo final, que es la Separación de los tres elementos (AGUACRUDO Y GAS), es indispensable contar con Separadores que mantengan una
tecnología de punta facilitando así
una relación Hombre/ Máquina, una
estructura adecuada diseñada solamente a trabajar con el crudo extraído del
campo y sobre todo estos equipos deben contar con la capacidad demandada
por el nivel de los mismos elementos. Con este enunciado podemos recalcar
que el Campo Indillana posee un sistema de Separación adecuado a su
producción, por el hecho de contar con una gran cantidad de placas
modificadoras dentro de los separadores, permite que los flujos tengan mayor
tiempos de residencia, dándonos como resultado un producto final que consta
con altos estándares de tratamiento y con las especificaciones requeridas por el
cliente para terminar ya solo con la fase de su comercialización destinada a
diferentes usos.
102
Cabe recalcar que algunas de las sustancias corrosivas más frecuentemente
encontradas son: H2S (Sulfuro de Hidrogeno), CO2 (Dióxido de Carbono) y H2O
(agua ya sea fresca o saturada con sal), por esa razón es importante contar con
los materiales y equipos adecuados para contrarrestar estas sustancias.
Concluyo también que para que el funcionamiento sea apropiado de estos
separadores,
el
campo
debe
contar
también
con
un
Sistema
de
Precalentamiento, el mismo que permite deshidratar en su totalidad al crudo
que ingresa a los separadores.
Es indispensable que todas las compañías dedicadas a la extracción y
producción del crudo mantengan siempre claro las medidas de protección
ambiental, el campo Indillana siempre vela por el bienestar de sus alrededores,
no sólo es una compañía dedicada a recibir fines de lucro sino también se
enfoca en mantener una buena relación con la biodiversidad ambiental y sus
comunidades que le han permitido a esta seguir laborando en esos campos.
103
5.2. RECOMENDACIONES
Para cumplir con los parámetros establecidos que se requiere en la producción
del petróleo se recomienda:
Una elección correcta del separador para una instalación dada, es una de las
decisiones más laboriosas que tiene los ingenieros ya que se debe tomar en
consideración ciertos factores que contribuyen con las mismas, estos factores
se derivan principalmente del tipo y de líquidos que provienen de los campos.
Se recomienda el mantenimiento anual para estos equipos, ya que sus
elementos internos tales como: extractores de niebla, paneles de coalescencia,
placas deflectoras entre otros, pueden sufrir daños con el pasar del tiempo y
hacer que el gas separado contenga muchas partículas de líquido,
Se recomienda tomar en cuenta las sustancias corrosivas del fluido que vienen
del pozo ya que las mismas puedan ocasionar una pérdida severa del metal en
las paredes del separador y sus partes internas, para esto es recomendable un
buen tratamiento químico.
La Empresa debe aceptar el costo relativamente elevado que se refiere primero
a la adquisición de estos equipos y a su mantenimiento, ya que se prefiere
realizar una sola inversión para mantener un sistema por un largo tiempo y con
resultados únicos antes que estar invirtiendo contantemente con resultandos
negativos como son las pérdidas en la producción.
104
NOMENCLATURA O GLOSARIO
FWKO.
Separador Trifásico Agua, Gas y Petróleo
CPF.
Central de Facilidades de Producción
COOLER.
Enfriador
SCRUBBER
Recipiente Recolector de gases condensados
HEATER
Calentador
BLANKETING
Manto, Colchón de Gas en la superficie de líquidos
contenidos en recipientes.
DTU
Unidad de Destilación de Diesel
BOPD
Barriles de Crudo por Día
BWPD
Barriles de Agua por Día
BFPD
Barriles de Fluido por Día
MMSCFD
Millones de pies cúbicos Estándar por Día
PPM
Partículas Partes por Millón
H2S
Ácido Sulfúrico
SgC
Gravedad Específica de Crudo
CP
Viscosidad Dinámica
cSt
Viscosidad Cinemática
SGgas
Gravedad Específica del Gas
PM
Peso Molecular del Gas
Pat
Presión Atmosférica
Tgas
Temperatura en ºR del gas
Zgas
Factor de Compresibilidad de los Gases
105
BSW
Sedimento Básico y Agua Emulsionada
LACT
Arrendamiento
automática
ARCH
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífera
INCH
Pulgadas
BTU
Unidad Térmica Británica
de
transferencia
de
custodia
106
GLOSARIO DE TÉRMINOS
DIATOMEAS
Clase de Algas unicelulares microscópicas, son organismos foto-sintetizadores
que viven en agua dulce o marina, estas por lo general toman la luz del sol y la
convierten en energía. La mayoría de los científicos coinciden que el petróleo
es formado por estos organismos.
AZÚFRE
El azufre es un elemento químico de número atómico 16 y símbolo S. Es un no
metal abundante con un olor característico. El azufre se encuentra en forma
nativa en regiones volcánicas y en sus formas reducidas formando sulfuros y
sulfosales o bien en sus formas oxidadas como sulfatos.
PARAFÍNICO
Recibe este nombre el grupo de hidrocarburos que tienen por formula general
(CnH2n+2), donde n es el número de átomos .La molécula simple perteneciente
a la parafina se crea atraves del metano, es un gas que se encuentra a
temperatura ambiente. Se caracterizan debidos a que su composición es de
70%-80% de hidrocarburos parafínicos, del tipo saturados de cadena lineal o
ramificada, no presenta una cadena cíclica.
VISCOSIDAD
Es una medida de la resistencia interna de los líquidos al flujo, dicha resistencia
proviene de la fricción interna que resulta de los efectos combinados de
cohesión y adhesión.
107
BARIO
Elemento químico de la tabla periódica cuyo símbolo es Ba y su número
atómico es 56. Reacciona con el cobre y se oxida rápidamente en agua. El
elemento es tan reactivo que no existe en estado libre en la naturaleza, aunque
también se presenta en forma de férricos o azufres no solubles en agua.
NAFTAS
Las naftas son una mezcla de hidrocarburos que se encuentran refinados,
parcialmente obtenidos en la parte superior de la torre de destilación
atmosférica. Diferentes tipos de empresas y refinerías producen generalmente
dos tipos de naftas: liviana y pesada, en las cuales ambas se diferencian por el
rango de destilación el cual después es utilizado para la producción de
diferentes tipos de gasolinas.
QUÍMICOS ANTIESPUMANTE
Es una emulsión concentrada de base siliconada de gran efectividad y
estabilidad en medios fuertemente alcalinos hasta débilmente ácidos.
Su uso es universal y está especialmente indicado para destruir e inhibir la
formación de espumas en aguas de proceso, plantas de tratamiento de
efluentes líquidos industriales, en procesos químicos como esterificaciones,
destilaciones y otros.
QUÍMICO DEMULSIFICANTE
Las emulsiones son comunes en la producción de petróleo y gas. El propósito
de los demulsificantes es 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 tratamiento exitoso.
108
CAUDALÍMETROS
Un caudalímetro es un instrumento de medida para la medición de caudal o
gasto volumétrico de un fluido o para la medición del gasto másico. Estos
aparatos suelen colocarse en línea con la tubería que transporta el fluido.
También suelen llamarse medidores de caudal, medidores de flujo oflujómetros.
109
BIBLIOGRAFÍA
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Producción De Petróleo Del Campo Villano, Agip Oil. Puyo, Institucional.
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22 de junio, 2013, de http://es.scribd.com/doc/50593770/66/Facilidades-deProduccion.
110
ANEXOS
ANEXO 1
Diagramas de Instrumentación
114
ANEXO 2
Diagrama de los Separadores de Aguas Libres V-101A
115
ANEXO 3
Diagrama de los Separadores de Aguas Libres V-101ªBª
116
ANEXO 4
Diagrama de los Separadores de Aguas Libres V-104A
117
ANEXO 5
Diagrama de los Separadores de Aguas Libres V-104B
118
ANEXO 6
Diagrama de Deshidratador Electrostático V-107A
119
ANEXO 7
Diagrama de Deshidratador Electrostática V-107B
120
ANEXO 8
Diagrama de Tanques de Crudo T-101A/B
121
ANEXO 9
Diagrama de Unidad Lact
122
ANEXO 10
Diagrama Tanques de Agua/Reinyección
123