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UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NCLEO DE ANZOTEGUI
ESCUELA DE INGENIERA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE PETRLEO
DISEO DE LA INFRAESTRUCTURA DE SUPERFICIE PARA LA
PRODUCCIN DE LOS CAMPOS BARE (ESTE) Y CARIA
PERTENECIENTES AL BLOQUE AYACUCHO DE LA FAJA
PETROLFERA DEL ORINOCO
REALIZADO POR:
NORELIS DEL VALLE GONZLEZ MALAV
Trabajo especial de grado presentado ante la universidad de oriente como
requisito parcial para optar al ttulo de Ingeniero de Petrleo
Puerto La Cruz, Marzo 2011
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UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NCLEO DE ANZOTEGUI
ESCUELA DE INGENIERA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE PETRLEO
DISEO DE LA INFRAESTRUCTURA DE SUPERFICIE PARA LA
PRODUCCIN DE LOS CAMPOS BARE (ESTE) Y CARIA
PERTENECIENTES AL BLOQUE AYACUCHO DE LA FAJA
PETROLFERA DEL ORINOCO
REALIZADO POR:
NORELIS DEL VALLE GONZLEZ MALAV
ASESOR
Ing. MSC Rayda Patio
Puerto La Cruz, Marzo 2011
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UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NCLEO DE ANZOTEGUI
ESCUELA DE INGENIERA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE PETRLEO
DISEO DE LA INFRAESTRUCTURA DE SUPERFICIE PARA LA
PRODUCCIN DE LOS CAMPOS BARE (ESTE) Y CARIA
PERTENECIENTES AL BLOQUE AYACUCHO DE LA FAJA
PETROLFERA DEL ORINOCO
El jurado hace constar que asign a este trabajo de grado la calificacin
de:
Ing. MSC Rayda Patio
ASESOR ACADMICO
Ing. Daniel Surez Ing. Jos Rondn
JURADO PRINCIPAL JURADO PRINCIPAL
APROBADO
Puerto La Cruz, Marzo 2011
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RESOLUCIN
DE ACUERDO CON EL ARTCULO 41 DEL REGLAMENTO DE
TRABAJO DE GRADO:
LOS TRABAJOS DE GRADO SON EXCLUSIVA PROPIEDAD DE LA
UNIVERSIDAD DE ORIENTE Y SOLO PODRN SER UTILIZADOS A OTROS
FINES CON EL CONSENTIMIENTO DEL CONSEJO DE NCLEO
RESPECTIVO, QUIEN LO PARTICIPARA AL CONSEJO UNIVERSITARIO
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DEDICATORIA
A Dios Todopoderoso por darme la vida y cuidar cada uno de mis pasos.
A mi Padre Baltarzar, por su amor y apoyo incondicional.
A mi Madre Catalina, por creer siempre en m y darme fuerzas para seguir sin
desvanecer.
A mis hermanos, por apoyarme, por ser su ejemplo, esperanza y orgullo.
A mis primos, Richard, Nayir y Carolina.
A mi prima Francis, por haberme brindado todo su apoyo.
A mi prncipe Arnold Prado, por ser la principal fuente de inspiracin paraalcanzar mis metas.
A mi esposo por sus sinceros consejos, deseos de xito y valiosa dedicacin
para la culminacin de esta meta trazada. Gracias Gabriel.
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AGRADECIMIENTOS
A Dios y la Virgen por darme salud, fuerza y fe durante mi vida universitaria y
feliz culminacin de este trabajo.
A la Universidad de Oriente, por abrirme sus puertas y brindarme la
oportunidad de crecer y madurar en una de las etapas ms importantes de mi vida.
A todos los profesores y en especial a los que conforman el Departamento de
Petrleo por compartir sus conocimientos con mi persona.
A mi Asesora Ing. Rayda Patio Camino por su valiosa asesora y sabios
consejos. GRACIAS.
Al grupo que conforma la Gerencia de Operaciones, PDVSA Distrito San
Tom por la colaboracin brindada.
Al personal que labora en la Superintendencia de Costo, PDVSA Distrito San
Tom por su ayuda.
A la Sra. Irma de Acosta, por sus consejos y por haberme permitido vivir en su
casa durante toda mi carrera.A la Sra. Haide por su ayuda incondicional.
A mis primos Richard, Nayir y Carolina por su apoyo.
A mis amigos por haberme soportado. En especial a: Norma, Rosario, Dorliana,
Rafael, Buriel, Angel, Rosalejandra y Adriana.
GRACIAS A
TODOS.
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NDICE
RESOLUCIN .............................................................................................................. iDEDICATORIA ........................................................................................................... iiAGRADECIMIENTOS ............................................................................................... iiiNDICE ........................................................................................................................ ivLISTA DE FIGURAS..................................................................................................ixLISTA DE TABLAS ................................................................................................... xiRESUMEN..................................................................................................................xii CAPITULO I.................................................................................................................1INTRODUCCIN ........................................................................................................ 11.1. Planteamiento del problema..........................................................................11.2. Objetivos ....................................................................................................... 21.2.1. Objetivo general............................................................................................21.2.2. Objetivo especficos......................................................................................2CAPITULO II ............................................................................................................... 4MARCO TERICO......................................................................................................42.1. Antecedentes ......................................................................................................... 42.2. Descripcin general del rea de estudio y del proceso .......................................... 52.2.1. Ubicacin geogrfica del Distrito Mcura..........................................................52.2.2. Caractersticas generales de los campos que constituyen el Distrito Mcura.... 62.2.2.1. Campo Arecuna.............................................................................................. 62.2.2.2. Campo Bare.................................................................................................... 62.2.2.3. Campo Caria ............................................................................................... 62.2.3. Reservas oficiales................................................................................................72.3. Resumen de Conocimientos Previos......................................................................82.3.1. Sistemas de produccin.......................................................................................82.3.1.1. Cabezal de pozo .............................................................................................. 9
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2.3.1.2. Lnea de flujo .................................................................................................. 92.3.1.3. Mltiples de recoleccin .................................................................................. 92.3.1.4. Vlvula multipuerto ....................................................................................... 102.3.1.5. Medidores de flujo multifsico (Etapa de medicin).....................................122.3.1.6. Las bombas .................................................................................................... 132.3.2. Mtodos de produccin.....................................................................................142.3.2.1. Flujo natural ................................................................................................... 142.3.2.2. Mtodos de levantamiento artificial...............................................................152.3.3. Dilucin de crudo..............................................................................................192.3.3.1. Principales razones para el uso de diluente en la produccin........................192.3.3.2. Desventajas de usar diluente..........................................................................202.3.4. Hidrulica..........................................................................................................202.3.4.1. Fluido ............................................................................................................ 202.3.4.2. Flujo de fluidos en tuberas............................................................................212.3.4.3. Nmero de Reynolds......................................................................................212.3.4.4. Flujo laminar..................................................................................................212.3.4.5. Flujo en transicin..........................................................................................222.3.4.6. Flujo turbulento..............................................................................................222.3.5. Flujo multifsico ............................................................................................... 222.3.5.1. Caudal volumtrico........................................................................................242.3.5.2. Velocidad superficial ..................................................................................... 242.3.5.3. Fraccin de lquido.........................................................................................252.3.5.4. Velocidad real ................................................................................................ 252.3.5.5. Viscosidad absoluta o dinmica .................................................................... 262.3.5.6. Viscosidad cinemtica....................................................................................262.3.6. Modelos generales para evaluar el flujo multifsico.........................................262.3.6.1. Modelo de flujo separado (1949)...................................................................262.3.6.2. Modelo de flujo dimensional (1961)..............................................................262.3.6.3. Modelo de flujo relativo (1973).....................................................................27
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2.3.6.4. Modelo de flujo mecanstico (1976) .............................................................. 272.3.7. Patrones de flujo................................................................................................282.3.7.1. Patrones de flujo para tuberas horizontales o ligeramente inclinadas .......... 292.3.7.2. Patrones de flujo para flujo vertical y fuertemente inclinado ........................ 322.3.8. Mapas de patrones de flujo ............................................................................... 352.3.8.1. Mapa de flujo de Mandhane...........................................................................362.3.9. Flujo multifsico en tuberas horizontales ........................................................ 362.3.9.1. Factores que afectan las curvas de gradiente horizontal................................372.3.10. Estaciones de flujo ......................................................................................... 382.3.10.1. Funciones de las estaciones de flujo ............................................................ 392.3.11. Estaciones de flujo convencional....................................................................392.3.11.1. Componentes principales de una estacin de separacin de flujo ............... 402.3.12. Estaciones de flujo con tecnologa multifsica...............................................482.3.13. Bombeo multifsico ....................................................................................... 492.3.13.1. Parmetros a considerar en la seleccin de una bomba multifsica.............512.3.13.2. Beneficios de las bombas multifsicas........................................................ 522.3.13.3. Bombas adaptadas para manejo de flujo multifsico...................................522.3.13.4. Bombeo multifsico en Venezuela..........................................................562.3.14. Simulacin .................................................................................................. 582.3.15.1. Tipos de simulacin ..................................................................................... 582.3.15.2. Programas de simulacin ............................................................................. 592.3.15.3. Simulador Pipephase....................................................................................592.3.15. Evaluacin econmica de proyectos...........................................................622.3.16.1. Inversin......................................................................................................622.3.16.2. Depreciacin ................................................................................................ 632.3.16.3. Regala ......................................................................................................... 632.3.16.4. Inflacin ....................................................................................................... 642.3.16.5. Costos...........................................................................................................642.3.16.6. Ingresos gravables........................................................................................66
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2.3.16.7. Precio de venta ............................................................................................ 662.3.16.8. Impuesto sobre la renta ................................................................................ 662.3.16.9. Tasa de descuento ........................................................................................ 672.3.16.10. Flujo de caja...............................................................................................672.3.16.11. Indicadores econmicos para el estudio comparativo............................... 67CAPITULO III............................................................................................................70DESARROLLO DE LA INVESTIGACIN..............................................................703.1. Identificacin de las opciones o esquemas para el manejo de los volmenes de
produccin de los campos Bare (Este) y Caria ......................................................... 703.1.1. Estacin de flujo convencional ......................................................................... 713.1.1.1. rea de separadores ....................................................................................... 723.1.1.2. rea de tanques..............................................................................................723.1.1.3. rea de bombas..............................................................................................723.1.1.4. Redes de produccin de crudo ................................................................... 723.1.1.5. Redes de produccin de gas ....................................................................... 733.1.2. Estacin multifsica ......................................................................................... 743.1.2.1. Redes de produccin ..................................................................................... 743.1.3. Estaciones Centro Operativo Extra Pesado...........................................793.1.4. Bases de diseo.................................................................................................793.1.4.1. Estndares PDVSA ........................................................................................ 793.1.4.2. Estndares del Instituto Americano de Petrleo ............................................ 803.1.4.3. Estndares de la Sociedad Americana de Ingenieros Mecnicos...................803.1.5. Premisas de diseo ........................................................................................... 803.1.6. Potenciales de produccin asociado a los campos Bare (Este) y Caria. ........ 813.2. Especificacin de las lneas de flujo y vlvulas multipuertos asociadas a la red de
recoleccin .................................................................................................................. 833.3. Validacin de las condiciones de operacin de la red de recoleccin de crudo de
los campos Bare (Este) y Caria mediante el uso del simulador PIPEPHASE .......... 843.4. Anlisis econmico de las opciones establecidas ................................................ 89
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3.5. Seleccin de la opcin ms viable desde el punto de vista de costo y
optimizacin del sistema.............................................................................................903.5.1. Matriz de evaluacin.........................................................................................903.5.1.1. Criterios de seleccin tcnica.........................................................................903.5.1.2. Metodologa de seleccin tcnica .................................................................. 943.6. Herramientas utilizadas........................................................................................973.6.1. AutoCAD ....................................................................................................... 973.6.2. PIPEPHASE.....................................................................................................983.6.3. Sistema de evaluacin econmica (SEE)......................................................... 98CAPITULO IV..........................................................................................................100DISCUSIN DE RESULTADO .............................................................................. 1004.1. Identificacin de las opciones o esquemas para el manejo de los volmenes de
produccin de los campo Bare (Este) y Caria........................................................1004.1.1. Estacin de flujo convencional ....................................................................... 1004.1.2. Estacin multifsica ........................................................................................ 1004.2. Especificacin de las lneas de flujo y vlvulas multipuerto asociadas a la red de
recoleccin de crudo ................................................................................................. 1014.3. Validacin de las condiciones de operacin de la red de recoleccin de crudo
de los campos Bare (Este) y Caria mediante el uso del simulador PIPEPHASE.1034.4. Realizacin de anlisis econmico de las opciones establecidas, basado en costos
de inversin clase V .................................................................................................. 1054.5. Seleccin de la opcin ms viable desde el punto de vista de costo y
optimizacin del sistema...........................................................................................108CONCLUSIONES .................................................................................................... 110RECOMENDACIONES...........................................................................................111 BIBLIOGRAFA ...................................................................................................... 112Apndice A: Tablas...................................................................................................115Apndice B: Resultados del SEE..............................................................................127Apndice C: Reporte del Simulador PIPEPHASE....................................................134
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LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1. Ubicacin Geogrfica del Distrito Mcura .............................................. 7Figura 2.2. Mltiples de Produccin.........................................................................10Figura 2.3. Vlvula Selectora Multipuerto ............................................................... 11Figura 2.4. Medidor de Flujo Multifsico AGAR .................................................... 12Figura 2.5. Medidores de Flujo Multifsico ROXAR .............................................. 13Figura 2.6. Bombeo Mecnico..................................................................................16Figura 2.7. Patrones de Flujo en Tuberas Horizontales o Ligeramente Inclinadas29Figura 2.8. Representacin grfica del rgimen de flujo estratificado suave ........... 30Figura 2.9. Representacin grfica del rgimen de flujo estratificado ondulante.....30Figura 2.10. Representacin grfica del rgimen de flujo tipo tapn.......................31Figura 2.11. Representacin grfica del rgimen de flujo tipo.................................32Figura 2.12. Representacin grfica del rgimen de flujo tipo disperso...................32Figura 2.13. Sistema de Flujo Convencional............................................................40Figura 2.14. Separadores...........................................................................................43 Figura 2.15. Depuradores..........................................................................................45 Figura 2.16. Tanque de Lavado ................................................................................ 46Figura 2.17. Bomba de transferencia de crudo ......................................................... 47Figura 2.18. Sistema de Flujo Mulltifsico...............................................................48Figura 3.1. Estacin de Flujo Convencional.............................................................71Figura 3.2. Estacin Multifsica ............................................................................... 78Figura 3.3. Potencial de Crudo ................................................................................. 81Figura 3.4. Volumen de Agua...................................................................................82Figura 3.5. Volumen de Diluente..............................................................................82Figura 3.6. Poligonal del rea de Desarrollo .......................................................... 84Figura 3.7. Ventana principal del simulador Pipephase............................................85Figura 3.8. Ventana de seleccin del tipo de fluido a utilizar...................................85
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Figura 3.9. Datos PVT a introducir...........................................................................86Figura 3.10. Datos a introducir para el modelo de gas ............................................. 86Figura 3.11. Iconos del PIPEPHASE........................................................................87Figura 3.12. Definicin de la fuente ......................................................................... 88Figura 3.13. Definicin de las lneas de flujo ........................................................... 88Figura 4.1. Distribucin de Lneas de Flujo ........................................................... 103Figura 4.2. VPN vs Tasa de Descuento .................................................................. 106Figura 4.3. VPN vs Desviacin. Opcin 1..............................................................107Figura 4.4. VPN vs Desviacin. Opcin 2..............................................................107
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LISTA DE TABLAS
Tabla 2.1. POES y Reservas Oficiales de los Campos del Distrito Mcura................7Tabla 2.2. Coordenadas UTM de la poligonal del rea de desarrollo de los Campos
Bare (Este) y Caria......................................................................................................8Tabla 2.3. Unidades de Bombeo Multifsicos en Campos de Venezuela..................57Tabla 3.1. Coordenadas UTM del rea de desarrollo de los Campos Bare (Este) y
Caria..........................................................................................................................83 Tabla 3.2. Rango de Valores para la Complejidad.....................................................91Tabla 3.3. Rango de Valores para Impacto Ambiental .............................................. 91Tabla 3.4. Rango de Valores para la Flexibilidad Operacional ................................. 92Tabla 3.5. Rango de Valores de la Mantenibilidad....................................................93Tabla 3.6. Rango de Valores de la Seguridad ............................................................ 93Tabla 3.7. Rango de Valores de la Constructibilidad.................................................94Tabla 3.8. Modelo de Matriz de Valoracin de Criterios (M.V.C.)...........................95Tabla 3.9. Escala para la puntuacin de las comparaciones en la (M.V.C.)..............95Tabla 3.11. Puntaje Ponderado de los diferentes Criterios para la Evaluacin..........97Tabla 4.1. Indicadores econmicos del proyecto.....................................................106Tabla 4.2. Resultados de la Matriz de Evaluacin Tcnica ..................................... 108
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RESUMEN
El presente trabajo tiene como finalidad la visualizacin de la infraestructura de
superficie necesaria para garantizar el manejo de la produccin de los Campos Bare
(Este) y Caria, se plantean dos opciones con el objeto de seleccionar el esquema de
produccin ms eficiente y rentable desde el punto de vista tcnico y econmico. Para
su desarrollo se emplearon herramientas como el PIPEPHASE y el Sistema de
Evaluaciones Econmicas (SEE), la primera permiti el diseo de las redes de
recoleccin, se realizaron sensibilizaciones de diferentes parmetros (, distancia,
etc.) con el fin de someter el diseo a diversas situaciones, y a travs del SEE se
realiz la evaluacin econmica. Los principales parmetros empleados para la
seleccin fueron los de produccin, caracterizacin de crudo, distancia de las
estaciones al Centro Operativo, tecnologas, costos y otros. Resultando seleccionada
la opcin 2 la cual contemplaba el uso de tecnologa multifsica, por el hecho de
cumplir con las expectativas trazadas, sus indicadores econmicos fueron los
siguientes TIR: 17,73%, TIRM: 14,52%, VPN: 1239679,42 M$, EI: 2 $/$ y TPD:10,86 aos.
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CAPITULO I
INTRODUCCIN
1.1.Planteamiento del problema
Considerando los Planes de desarrollo de la faja petrolfera del Orinoco y
debido al gran nmero de reservas probadas de crudos pesados y extrapesado que esta
posee, nace la necesidad de ampliar su crecimiento en infraestructura, para alcanzar
esta meta se proceder a disear un sistema de recoleccin de crudo que pueda
tolerar la produccin que se desea obtener, contemplando para esto el Portafolio de
Oportunidades de la U.P Extrapesado correspondiente al periodo 2008 2027.
El rea del Proyecto est ubicada en la zona Sur del Estado Anzotegui, en el
bloque Ayacucho de la Faja Petrolfera del Orinoco, entre los bloques Junn y
Carabobo exactamente se refiere a los campos del Este de Bare y Caria.Actualmente estos campos no cuentan con infraestructura alguna para la produccin
de hidrocarburos.
Los campos Bare (Este) y Caria se caracteriza por poseer crudos con
gravedades API en un rango de 8,5 a 9; para el transporte de este tipo de crudo es
necesario diluirlo, se crearn estaciones multifsicas capaces de enviar el crudo hasta
el Centro Operativo para su tratamiento. Las estaciones multifsicas estarn
compuestas de vlvulas multipuerto, medidores multifsicos y bombas multifsicas.
Este esquema de produccin est siendo evaluado en campos de crudos pesados y
extrapesados, donde su componente principal es la bomba multifsica capaz de
manejar la mezcla de todos los fluidos producidos por los pozos. Las vlvulas
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selectoras multipuerto sustituyen al mltiple de recoleccin de fluidos de campo del
esquema tradicional y al mltiple de prueba de las estaciones de descarga. La
estacin multifsica incluye la instalacin de un medidor multifsico, el cual presenta
amplias ventajas con respecto al separador gas-lquido utilizado para obtener la
prueba de pozo tradicional. El esquema antes mencionado simplifica: operacin,
control, medicin y automatizacin del sistema de flujo.
Este proyecto representa para Petrleos de Venezuela como propuesta; mejorar
su base de recursos de hidrocarburos mediante la incorporacin de reservas de crudos
extrapesado. El plan en este campo contempla el inicio de la explotacin de grandesvolmenes de crudos extrapesado y el esfuerzo mximo en producir las grandes
acumulaciones petrleo de la Faja Petrolfera del Orinoco.
1.2.Objetivos
1.2.1. Objetivo general
Disear la infraestructura de superficie requerida para la recoleccin de la
produccin de los campos Bare (Este) y Caria pertenecientes al bloque Ayacucho de
la Faja Petrolfera del Orinoco.
1.2.2. Objetivo especficos
Identificar las opciones o esquemas para el manejo de los volmenes deproduccin de los campos Bare (Este) y Caria.
Especificar las lneas de flujo y vlvulas multipuerto asociadas a la red derecoleccin de crudo.
Validar las condiciones de operacin de la red de recoleccin de crudo.
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Realizar un anlisis econmico de las opciones establecidas, basado encostos de inversin Clase V.
Seleccionar la opcin ms viable desde el punto de vista de costo yoptimizacin del sistema.
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CAPITULO II
MARCO TERICO
2.1. Antecedentes
Lpez, A. y Snchez, J., (2004). Realizaron el diseo de un sistema de
recoleccin de gas y crudo desde el campo TCATA a la estacin de flujo Santa
Brbara; para as ejecutar un plan de explotacin de dicho campo. Ejecutaron los
clculos hidrulicos mediante PIPEPHASE; el diseo del sistema desde el punto de
vista mecnico incluy: las tuberas de produccin, los mltiples TA MP 2 y TA
MP 4, las interconexiones de las lneas de prueba de los mltiples con las
facilidades dispuestas en la lneas de prueba existente y la interconexin con la
Estacin de Flujo Santa Brbara (NMEF 5). Finalmente describieron el proceso y la
filosofa de operacin. Concluyeron que la mejor manera de transferir la produccin
era conectando todos los mltiples a ambas tuberas de 12 y 20 pulgadas respectivassiendo el sistema capaz de manejar 2 pozos adicionales de gas seco y 1 pozo
adicional de fluido bifsico, sin superar las presiones y los lmites de velocidad
establecidos. [1]
Ortz, K., (2004). Propuso una actualizacin del diseo y del plan de
mantenimiento de la Estacin de Flujo MELEM 1 de la UEYPO - PDVSA, incluy
las facilidades e instalaciones de superficie necesarias para la operacin de la misma.
Para realizar la simulacin se bas en la actualizacin del diseo y las facilidades de
superficie, incluy: Redes de produccin, sistemas de recoleccin de fluidos de
campo y estacin de Bombeo Multifsico, necesarias para manejar y transportar los
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fluidos producidos hasta las facilidades de separacin, bombeo y deshidratacin; en
Merey Estacin de Descarga 20 (MED-20).[2]
Medina, L., (2005). Determin las facilidades de superficie, que se requeran
instalar para la recoleccin, transporte y tratamiento de los fluidos del campo
Dobokubi. El proyecto contempl el empleo de la tecnologa multifsica como medio
de recoleccin, prueba y bombeo de fluidos pesado y extrapesados en forma
automatizada desde lugares distantes hasta los centro de deshidratacin y tratamiento.
[3]
2.2. Descripcin general del rea de estudio y del proceso
2.2.1. Ubicacin geogrfica del Distrito Mcura
El Distrito Mcura abarca actualmente un rea de 1.168 Km2, se encuentra
ubicado en la zona Sur del Estado Anzotegui de la Repblica Bolivariana de
Venezuela. Est formado por tres (03) Campos Petroleros: Arecuna, Bare y
Caria(ver figura 2.1), stos campos contienen un POES total de 24.102 MMBN y un
GOES de 2.921 MMMPCN con unas Reservas Recuperables de Petrleo y Gas de
3.610 MMBN y 1.708 MMMPCN respectivamente. La gravedad API de los
yacimientos en estos campos se encuentra en el rango de 9 y 12 API.
Adicionalmente, se cuenta con los bloques 1, 2 y 4 del rea de Ayacucho que tienen
una extensin aproximada de 1.846 Km2, discretizados de la siguiente manera: El
bloque 1 con un rea de 380 Km2, un POES de 16,9 MMMBBN, el bloque 2 con un
rea de 510 Km2, un POES de 32,5 MMMBN y el bloque 4 con un rea de 956 Km2,
un POES de 30,3 MMMBls. [4]
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2.2.2. Caractersticas generales de los campos que constituyen el Distrito
Mcura
Los Campos activos en el rea asignada son Arecuna, Bare y Caria, aportando
mayor produccin de petrleo los Campos Bare y Arecuna.
2.2.2.1. Campo Arecuna
El Campo Arecuna se encuentra ubicado en la regin Nor Occidental del rea
Ayacucho, en la Faja del Orinoco. Cuenta con una superficie aproximada de 460Km2. Est localizado a 60 Km al Suroeste de la poblacin de San Tom. Limita al
Norte con el Campo Yopales Sur, al Este con el Cuadrngulo Bare, al Sur con el
Cuadrngulo Guahibo y al Oeste con el rea de Zuata. [4]
2.2.2.2. Campo Bare
El Campo Bare est ubicado geogrficamente en el Estado Anzotegui, a unos
40 Km aproximadamente al Sur de la ciudad de El Tigre y a unos 70 Km al Norte del
Ro Orinoco. Abarca una superficie de unos 477 Km2. Se encuentra en el sector Nor
Occidental del rea Ayacucho, en la Faja Petrolfera del Orinoco, presentando un
rumbo Este Oeste. Limita al Norte con los Campos Miga y Yopales Sur, al Sur con
el Cuadrngulo Huyapari, al Este por los Cuadrngulos Caria e Irapa y al Oeste con
el Cuadrngulo Arecuna. [4]
2.2.2.3. Campo Caria
El Campo Caria est ubicado geogrficamente en el Estado Anzotegui, a
unos 60 Km aproximadamente al Sureste de la ciudad de El Tigre. Abarca una
superficie de unos 231 Km2. Se encuentra en el sector Nor Occidental del rea
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Ayacucho. Limita al Norte con el Campo Melones, al Sur con el Cuadrngulo Irapa,
al Este por el Cuadrngulo de Dobokubi y al Oeste con el Cuadrngulo Bare. [4]
Figura 2.1. Ubicacin Geogrfica del Distrito Mcura
Fuente: PDVSA
2.2.3. Reservas oficiales
Las reservas oficiales segn el libro de reservas de 2006 de los campos
pertenecientes al Distrito Mcura (Bare, Arecuna y Caria), se muestran en lasiguiente tabla.
Tabla 2.1. POES y Reservas Oficiales de los Campos del Distrito Mcura [4]
CAMPOS POES
(MMBN)
RESERVAS
RECUPERABLES
(MMBN)
GOES
(MMMPCN)
RESERVAS
RECUPERABLES GAS
(MMBN)
BARE 15.620 2.500 2.040 1.164ARECUNA 6.924 955 787 470
CARIA 1.558 155 94 75
TOTAL 24.102 3.610 2.921 1.709
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El Campo Bare Este Caria est enmarcado dentro de las coordenadas UTM
mostradas en la tabla 2.2, con datum geodsico ubicado en La Canoa,
especficamente est ubicada en la zona sur occidental del Estado Anzotegui, en el
bloque Ayacucho de la Faja Petrolfera del Orinoco.
Tabla 2.2. Coordenadas UTM de la poligonal del rea de desarrollo de los
Campos Bare (Este) y Caria
Fuente: Plano Ubicacin rea Operacional Extra Pesado
PUNTOS COORDENADAS
P1 N.943.000 E.404.000
P2 N.951.833 E.404.000
P3 N.951.833 E.396.118
P4 N.958.063 E.396.118
P5 N.958.063 E.388.592
P6 N.951.000 E.385.000
P7 N.943.000 E.383.000
2.3. Resumen de Conocimientos Previos
2.3.1. Sistemas de produccin
Los sistemas de produccin estn constituidos por un conjunto de instalaciones
cuya funcin bsica consiste en el manejo de la mezcla petrleo agua - gas desdeque se extrae del yacimiento hasta que se realizan las operaciones de
comercializacin del petrleo y el gas.
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El manejo de la produccin comprende bsicamente la separacin de los tres
fluidos principales obtenidos del pozo (petrleo, gas y agua), para que estos cumplan
con los siguientes requisitos:
El petrleo debe satisfacer las especificaciones que rigen las normas decomercializacin, refinacin y almacenamiento.
El gas debe satisfacer las normas para su comercializacin, procesamiento yutilizacin de los procesos de produccin petrolera.
El agua debe recibir un tratamiento para que su posterior depsito se haga ala normativa ambiental. [5]
2.3.1.1. Cabezal de pozo
Un cabezal es un sistema de control en superficie. El cabezal est conformado
por instrumentos que mantienen el control del pozo y a su vez, permiten la llegada y
direccionamiento de los hidrocarburos. [5]
2.3.1.2. Lnea de flujo
La lnea de flujo se describe como la tubera que conecta el cabezal de un pozo
con su respectiva estacin de flujo. La longitud de las lneas de flujo es un parmetro
de importancia, en algunos casos las lneas de flujo poseen varios kilmetros de
longitud. [6]
2.3.1.3. Mltiples de recoleccin
El mltiple de produccin representa un sistema de recibo, al cual llegan las
lneas de flujo de cada uno de los pozos productores asignados a una estacin de flujo
en particular. ste, facilita el manejo de la produccin total de los pozos que ha de
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pasar por los separadores, como tambin el aislamiento de pozos para pruebas
individuales de produccin. Su estructura la componen dos tubos colocados en forma
horizontal paralelos entre s, uno usado como can de produccin general y el otro
como can de prueba, sin embargo en casos ms complejos donde se deban manejar
distintas segregaciones de fluidos se pueden disponer de tres o ms tuberas en la
estructura del mltiple. Estos equipos poseen una serie de vlvulas asociadas a cada
uno de los pozos que llegan al mismo, y a la salida de estos se coloca generalmente
una vlvula de retencin que impide que el crudo saliente se devuelva. En la Figura
2.2 se puede observar un mltiple de produccin. [6]
Figura 2.2. Mltiples de Produccin
Fuente: Propia
2.3.1.4. Vlvula multipuerto
La simplicidad es la clave para la confiabilidad y bajo costo de mantenimiento
y la vlvula selectora rotativa ofrece lo ltimo en simplicidad en las operaciones de
mltiples. Por ejemplo en una conexin de siete pozos, sta vlvula tan verstil
reemplaza por lo menos a 14 vlvulas tradicionales, elimina la molesta confusin de
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vlvulas, tuberas y accesorios que se encuentran en los cabezales de estilo
tradicional. La vlvula selectora rotatoria puede manejar hasta 8 lneas de flujo
aislando cualquiera de ellas de las lneas de medicin, prueba o muestreo de entrada,
mientras que el fluido de las otras lneas contina fluyendo por el sistema normal de
produccin.
La vlvula selectora multipuerto (VSM) consiste de un cuerpo slido con ocho
entradas y dos salidas, una de las salidas comn para produccin y la otra
seleccionable para prueba, todas ellas con bridas clase 300 de cara resaltada. Con sta
configuracin puede recibir el flujo de hasta siete lneas provenientes de pozos, yaque una de las entradas queda de reserva para reajuste del sello en campo, y para
poder tener todos los pozos fluyendo simultneamente por el cabezal de produccin,
manteniendo libre la lnea de prueba. En la Figura 2.3 se muestra una vlvula
selectora multipuerto en operacin. [7]
Figura 2.3. Vlvula Selectora Multipuerto
Fuente: Propia
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2.3.1.5. Medidores de flujo multifsico (Etapa de medicin)
La prctica actual de campo para la medicin de flujo multifsico es separar
primero el flujo en sus fases individuales. Luego de la separacin, se mide el flujo de
agua y generalmente se bota en el sitio de separacin o en sus alrededores. El crudo
medido se bombea hacia una planta de procesamiento, generalmente mediante un
oleoducto separado, mientras que el flujo de gas es medido y el gas se recomprime
para transportarlo hacia la planta de procesamiento o darle algn otro uso. La
necesidad de un separador, lneas de produccin y prueba, y medidores separados de
flujo, constituye un costo de inversin considerable que hace, por ejemplo, que laexplotacin de los campos marginales sea muy poco rentable. En el mbito comercial
se encuentra disponibles diferentes modelos, entre ellos se tiene el medidor de flujo
multifsico Agar y el Roxar mostrados en la figura 2.4 y 2.5. [8]
Figura 2.4. Medidor de Flujo Multifsico AGAR[9]
La tecnologa de medicin multifsica es una tecnologa emergente, la cual
ofrece el potencial para una reduccin importante en los costos de capital, as como
para la mejora sustancial de la gestin del yacimiento.
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Figura 2.5. Medidores de Flujo Multifsico ROXAR[10]
La instalacin de un medidor de flujo multifsico cercano al pozo, tanto en
tierra como costa afuera, ocasionara una reduccin significativa de los costos de
capital, y simplificara considerablemente el transporte de los fluidos. [8]
2.3.1.6. Las bombas
El bombeo puede definirse como la adicin de energa a un fluido para
moverse de un punto a otro. Una bomba es un transformador de energa. Recibe laenerga mecnica, que puede proceder de un motor elctrico, trmico, etc., y la
convierte en energa que un fluido adquiere en forma de presin, de posicin o de
velocidad.
Las bombas pueden clasificarse sobre la base de las aplicaciones a que estn
destinadas, los materiales con que se construyen, o los lquidos que mueven. Otra
forma de clasificarlas se basa en el principio por el cual se agrega energa al fluido, elmedio por el cual se implementa este principio y finalmente delinea la geometra
especficas comnmente empleadas. Esta clasificacin se relaciona por lo tanto, con
las bombas mismas y no se relaciona con ninguna consideracin externa a la bomba o
aun con los materiales con que pueden estar construidas. [11]
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Todas las bombas pueden dividirse en dos grandes categoras:
Dinmicas (Turbo mquinas)
El intercambio de energa es debido al cambio de momento de cintico del
fluido al cual se le aade energa continuamente para incrementar las velocidades del
fluido dentro de la mquina para luego transformarlo en presin. Las caractersticas
principales es que pueden manejar grandes caudales y moderadas presiones.
De Desplazamiento PositivoEl intercambio de energa es por variacin del volumen, las caractersticas
principales es que pueden manejar moderados caudales y altas presiones.
Adicionalmente pueden manejar flujos intermitente o continuo. [11]
2.3.2. Mtodos de produccin
La determinacin del mtodo de produccin a emplear depende de la energa
que posee el yacimiento (Presin) y de las caractersticas del crudo (viscosidad,
densidad y gravedad).
Los mtodos de produccin pueden ser por flujo natural y flujo artificial. [2]
2.3.2.1. Flujo natural
El empuje de petrleo hacia los pozos se efecta por la presin natural que tiene
el yacimiento. En la prctica se ha constatado que este empuje se puede producir por
alguno de los siguientes mecanismos: por gas disuelto, por capa de gas, por agua y
por gravedad. [2]
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2.3.2.2. Mtodos de levantamiento artificial
Cuando los mecanismos de produccin natural no son capaces de llevar el
crudo hasta la superficie por falta de presin o por alta viscosidad del petrleo, es
necesario recurrir a otros mtodos de produccin. Estos mtodos se conocen como
Mtodos de Levantamiento Artificial.
La seleccin del mtodo ptimo para producir un pozo depender, muchas
veces, de las caractersticas de produccin, propiedades de los fluidos, caractersticas
del pozo, facilidades de superficie, ubicacin, fuentes de potencia disponibles,problemas operacionales, tipos de completacin, disponibilidad de servicios y
consideraciones econmicas.
A continuacin se mencionan los mtodos de levantamiento artificial
convencional y no convencional ms aplicados. [2]
Bombeo mecnico
Este mtodo emplea una bomba recprocante de desplazamiento positivo en el
fondo del pozo para elevar la presin del fluido y enviarlo a la superficie.
La bomba del subsuelo est compuesta por los siguientes elementos bsicos:
El barril, el pistn, la vlvula fija y la vlvula viajera.
Para que ocurra la accin de bombeo, el pistn realiza un movimiento
recprocante dentro del barril. Las vlvulas fija y viajera, son vlvulas de no retorno,
de bola y asiento, de modo que slo permiten el flujo en la direccin hacia el cabezal.
El volumen encerrado entre estas dos vlvulas constituye la cmara de bombeo.
Cuando el pistn asciende, la vlvula viajera se cierra y la fija se abre, permitiendo la
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entrada de fluido hacia la cmara de bombeo. Cuando el pistn desciende, se cierra la
vlvula fija y se abre la vlvula viajera lo cual permite la salida del fluido de la
cmara de bombeo hacia la descarga de la bomba.
La bomba de subsuelo es accionada por una sarta de cabillas que transmite el
movimiento recprocante desde la superficie hasta la bomba. En el extremo superior
de la sarta de cabillas se encuentra la barra pulida, la cual se encarga de garantizar un
buen sello en el prensa-estopas colocado sobre el cabezal, de modo de minimizar la
fuga de fluidos de produccin. La barra pulida es accionada por el elevador colocado
en el cabezote del balancn de superficie. El balancn es un conjunto de elementosmecnicos que se encargan de transformar el movimiento giratorio de un motor,
generalmente elctrico, en movimiento recprocante. Debido a que el nmero de
carreras por minutos requeridos a nivel del sistema de bombeo es relativamente bajo,
es necesario colocar una caja reductora entre el motor y el balancn. En el esquema
mostrado en la figura 2.6 representa una completacin tpica de un pozo con bombeo
mecnico. [12]
Figura 2.6. Bombeo Mecnico
Fuente: Propia
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Bombeo de cavidad progresiva
En este caso existe una bomba de desplazamiento positivo en el fondo del pozo.
Sin embargo, en este sistema la bomba se acciona por rotacin. La BCP posee dos
elementos:
a.- El rotor metlico.
b.- El estator, el cual es usualmente elstico, de material elastmero.
El rotor y el estator presentan una geometra helicoidal. El rotor se puededefinir como un tornillo de un hilo o entrada, mientras que el estator se definira
como una rosca de dos entradas. Esta diferencia en el nmero de hilos o entradas y en
el paso de estos dos elementos, produce cavidades sucesivas entre la succin y la
descarga de la bomba, separadas por lneas de sello. Al girar el rotor dentro del
estator, estas cavidades se desplazan desde la succin a la descarga, produciendo el
incremento de presin requerido para realizar el levantamiento del fluido.
El accionamiento del rotor es realizado mediante una sarta de cabillas que
transmite el movimiento giratorio desde la superficie, donde un cabezal especial para
BCP cumple con las funciones de suministrar el torque y velocidades requeridas, as
como de soportar la carga axial generada por el peso de las cabillas y por el peso del
fluido sobre el rotor.
El equipo de superficie est compuesto por el motor (usualmente elctrico), un
sistema de transmisin que incluye cajas reductoras de engranajes y puede incluir
adems un sistema de transmisin por correas. La transmisin por correas puede ser
de relacin de velocidades fija o variable. En los casos que el motor se acopla
directamente a la caja reductora, se puede utilizar un variador de frecuencia para
accionar el motor elctrico y controlar la velocidad de bombeo.
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Este sistema ofrece la eficiencia mecnica y termodinmica ms alta de todos
los mtodos de levantamiento existentes. [12]
Bombeo electrosumergible
Este mtodo de levantamiento artificial es aplicable cuando se hace necesario
desplazar altos volmenes de fluidos con alta eficiencia y rentabilidad. En este
sistema, la bomba del subsuelo es una turbomquina centrfuga, la cual es accionada
por un motor elctrico, instalado en el fondo del pozo. El motor se alimenta con alto
voltaje que se conduce desde superficie a travs de un cable especialmente diseadopara soportar las rigurosas condiciones de operacin impuestas dentro de un pozo
petrolero. El equipo del subsuelo es bastante complejo, comparado con los sistemas
de Bombeo Mecnico Convencional y Bombas de Cavidad Progresiva. Existen
elementos para garantizar el enfriamiento adecuado del motor, sellos para evitar la
contaminacin del mismo, a la vez que permiten la expansin trmica que
experimenta el aceite interno del motor. En superficie se requiere un transformador
para obtener los altos voltajes que utiliza este sistema. En este caso, el uso de un
variador de frecuencia es imprescindible para un arranque adecuado y para controlar
la velocidad de operacin de la bomba. Este sistema permite manejar caudales ms
altos que los obtenidos con otros sistemas de bombeo; sin embargo los consumos de
potencia por barril diario son tambin ms elevados, especialmente en crudos de alta
viscosidad (ms de 500 centipoises). Este mtodo permite el empleo de diluente el
cual puede ser inyectado a travs del espacio anular o tubera capilar contenida en el
cable o a travs de tubera flexible y la mezcla producida es bombeada por la lnea de
flujo hasta la estacin de produccin. [12]
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2.3.3. Dilucin de crudo
En los ltimos aos se ha concentrado un gran inters en las reservas y
produccin de los crudos pesados, debido a la declinacin de las reservas
correspondiente a los crudos medianos y livianos, todo esto ha hecho factible la
dilucin de crudo pesado o extrapesado con un producto destilado o con un crudo
liviano en diferentes empresas petroleras como mtodo de transporte y/o produccin.
El mayor impacto que tiene la dilucin sobre los crudos pesados y
extrapesados est centrado en la obtencin de una mezcla de menor viscosidad encomparacin con el crudo pesado. Bajo este principio es factible el transporte de una
cantidad de crudo pesado bajo una tasa de flujo determinada a travs de una tubera
con unos requerimientos de energa preestablecidos.
La dilucin ha sido utilizada en pases como Venezuela y Canad para manejar
y transportar sus crudos pesados o bitmenes a lo largo de distancias apreciables.
Permite realizar una deshidratacin ms efectiva, as como un mejor manejo de los
crudos pesados en los procesos de campo todo esto como consecuencia de acentuar la
diferencia de densidad y la viscosidad entre la mezcla y el agua. [13]
2.3.3.1. Principales razones para el uso de diluente en la produccin
Una de las principales razones para usar diluente es obtener una mezcla con una
viscosidad tal que permita su bombeo desde la formacin (yacimiento) hasta la
superficie y que tambin pueda ser bombeable a travs de lneas de superficie,
equipos de tratamiento y oleoductos.
Generalmente, crudos muy pesados no pueden deshidratarse en tanques de
lavado. Por ejemplo, se ha observado que en algunos de los tanques de lavado que se
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usan en el pas no es posible deshidratar de manera adecuada crudos con gravedades
menores de 12 API. Sin embargo, mediante el proceso de dilucin no slo se obtiene
el beneficio de una reduccin en la viscosidad del fluido primario, sino tambin se
logra una mezcla de mayor gravedad API, lo cual facilita su deshidratacin. [13]
2.3.3.2. Desventajas de usar diluente
Generalmente tanto los diluente como su transporte y almacenamiento son
costosos, es por esto necesario contar con fuentes seguras de abastecimiento del
diluente y en las cantidades requeridas.
Igualmente costoso es contar con un sistema de inyeccin de diluente que posea
bombas, lneas, mltiples, equipos de medicin y control, ya que esto genera un gasto
inicial y de mantenimiento apreciable. [13]
2.3.4. Hidrulica
La hidrulica es una rama de la fsica y la ingeniera que se relaciona con el
estudio de las propiedades mecnicas de los fluidos, sta resuelve problemas como el
flujo de fluidos por conductos o canales abiertos y el diseo de presas de embalse,
bombas y turbinas. Su fundamento es el Principio de Pascal, que establece que la
presin aplicada en un punto de un fluido se transmite con la misma intensidad a cada
punto del mismo. [14]
2.3.4.1. Fluido
Es una sustancia cuyas molculas tienen entre s poca o ninguna coherencia,
capaz de sufrir grandes variaciones de forma bajo la accin de fuerzas, lo que le
permite desplazarse bajo mnima presin. El trmino fluido normalmente es
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empleado para denominar corrientes monofsicas de gas o lquido, o corrientes
multifsicas constituidas por una fase gaseosa y una o ms fases lquidas. [14]
2.3.4.2. Flujo de fluidos en tuberas
El flujo de fluidos por medio de un sistema de tuberas representa el mtodo
ms comn para trasladar un fluido de un sitio a otro. Siendo las tuberas de seccin
circular las ms usadas para este fin, debido a que stas por su forma ofrecen la
mayor resistencia estructural y mayor seccin transversal para el mismo permetro
exterior que cualquier otra forma. A la hora del diseo es muy importantedimensionar las tuberas de acuerdo al caudal que circular por ellas; una tubera de
dimetro reducido provocar elevadas velocidades de circulacin y como
consecuencia prdidas elevadas por friccin, mientras que una de gran dimetro
resultar costosa y difcil de instalar. Por otra parte la condicin ideal del flujo en una
tubera se establece cuando las capas de fluido se mueven en forma paralela una a la
otra. [14]
2.3.4.3. Nmero de Reynolds
Es un nmero adimensional utilizado en mecnica de fluidos, diseo de
reactores y fenmenos de transporte, para caracterizar el movimiento de un fluido el
cual puede ser laminar o turbulento en ciertos casos, ste expresa la relacin de la
fuerza inercial y la fuerza viscosa en el flujo de fluido, y recibe su nombre en honor
de Osborne Reynolds quien lo describi en 1883. [14]
2.3.4.4. Flujo laminar
Se llama flujo laminar o corriente laminar, al tipo de movimiento de un fluido
cuando ste es perfectamente ordenado, estratificado, de manera que el fluido se
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mueve en lminas paralelas, si la corriente tiene lugar entre dosplanos paralelos, o en
capas cilndricas coaxiales. Este tipo de flujo ocurre cuando Re < 2000. [14]
2.3.4.5. Flujo en transicin
Es el rgimen de flujo que se encuentra entre laminar y turbulento. En este
rgimen las fluctuaciones de velocidad pueden o no estar presentes. Este tipo de flujo
ocurre en las tuberas cuando el 2000
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La diferencia bsica entre flujo de una sola fase y bifsico, es por ejemplo que
las fases pueden ser distribuidas en la tubera en una variedad de configuracin de
flujo, las cuales difieren unas de otras por la distribucin especial de la interfase,
resultando en caractersticas diferentes de flujo, tales como las velocidades
superficiales y los holdup.
La existencia de patrones o regmenes de flujo en un sistema bifsico dado
depende de las siguientes variables:
Parmetros operacionales, es decir, tasas de flujo de gas y lquido. Variables geomtricas incluyendo dimetro de la tubera y ngulo deinclinacin.
Propiedades fsicas de las dos fases, tales como, densidades, viscosidady tensiones superficiales del gas y lquido.
Direccin del flujo (ascendente, descendente u horizontal). Posicin de la tubera (horizontal, vertical o inclinada).
El flujo multifsico en tuberas es un problema difcil de modelar
matemticamente; no obstante varias correlaciones empricas han aparecido en la
literatura de los ltimos aos, donde el clculo se lleva a cabo considerando el
sistema de hidrocarburos compuestos por dos seudo-componentes denotados como
petrleo y gas, cada uno de los cuales tiene una composicin fija.
El flujo simultneo de lquido y gas en una tubera es muy importante, ya que
representa la solucin ms econmica para transportar hidrocarburos. Una lnea de
flujo bifsico reduce el costo de capital alrededor de un 20% a 25% en comparacin
con Lneas de flujo monofsico (al no disponer de dos lneas independientes, una de
gas y otra de lquido). Las cadas de presin en el flujo multifsico horizontal pueden
llegar a ser de 5 a 10 veces mayores a las ocurridas en el flujo monofsico, esto se
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debe a que la fase gaseosa se desliza sobre la fase lquida, separadas ambas por una
interfaces que pueden ser lisas o irregulares dependiendo del rgimen o patrn de
flujo existente. La razn es que aparecen prdidas adicionales debido a la aceleracin.
A continuacin se presentan algunas definiciones utilizadas en flujo
multifsico. [2]
2.3.5.1. Caudal volumtrico
El caudal volumtrico es el volumen por unidad de tiempo que se mueve a lolargo de la tubera. Se representa con la letra q y la unidad de caudal volumtrico en
el sistema internacional (SI) es el metro cbico por segundo (m3/seg). [15]
2.3.5.2. Velocidad superficial
La velocidad superficial del lquido se define como la velocidad que se tendra
si slo estuviera fluyendo lquido en la tubera. Anlogamente se cumple con la
velocidad superficial del gas, esto es:
A
q
V L
SL
= (Ec. 2.1)
A
q
V G
SG
= (Ec. 2.2)
Donde:
VSL=m/s
VSG = m/s
qL = m3/s
qG= m3/s
A = m2
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2.3.5.3. Fraccin de lquido
La fraccin de lquido o el Hold de lquido HL, se define como el volumen en la
mezcla bifsica ocupado por el lquido, en un segmento de la tubera; y se expresa
como:
gasVollquidoVol
lquidoVolH
L ..
.
+= (Ec. 2.3)
Donde:
HL= adimensional
Vol. Lquido (m3
)Vol. gas (m3)
La fraccin de lquido es un valor adimensional que vara desde cero para
flujo completamente gaseoso y uno para flujo completamente lquido. [16]
2.3.5.4. Velocidad real
Las velocidades reales de cada fase se calculan a partir de la fraccin de lquido
(HL):
L
SL
L H
V
V = (Ec. 2.4)
L
SG
G H
V
V
=1
(Ec. 2.5)
Donde:
VL= m/s
VG= m/s
VSG= m/s
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VSL= m/s
2.3.5.5. Viscosidad absoluta o dinmica
Se define como la relacin entre la fuerza y el gradiente de velocidad con que
una capa de solucin se desplaza con respecto a una superficie fija. La unidad de
viscosidad dinmica en el sistema internacional (SI) es el Pascal Segundo (Pa*s)
2.3.5.6. Viscosidad cinemtica
Es el cociente entre la viscosidad dinmica y la densidad. En el sistema
internacional (SI) la unidad de viscosidad cinemtica es el metro cuadrado por
segundo (m2/s). La unidad CGS correspondiente es el Stoke(St), con dimensiones de
centmetros cuadrado por segundo.
2.3.6. Modelos generales para evaluar el flujo multifsico
2.3.6.1. Modelo de flujo separado (1949)
Las fases de gas y lquido son tratadas separadamente. No se considera deslizamiento entre las fases. Las fases pueden resolverse por mtodos de una sola fase. No considera las prdidas por elevacin.
Correlaciones que aplican a este modelo:
Lockhart y Martinelli (1949). [17]
2.3.6.2. Modelo de flujo dimensional (1961)
Considera las fases como una mezcla en equilibrio.
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Es una tcnica donde el flujo multifsico est gobernado por gruposdimensionales.
Supone deslizamiento entre las fases.Correlaciones que se aplican a este modelo:
Duns y Ros (1961)
Duckler, Eaton y Flanigan. (1964). [17]
2.3.6.3. Modelo de flujo relativo (1973)
La mezcla de fases es tratada como una mezcla homognea. Considera deslizamiento entre las fases. Considera las prdidas por friccin, aceleracin y elevacin.
Correlaciones que aplican a este modelo:
Beggs y Brill, (1973)
Oliemans (1976)
Muckherjee y Brill (1983). [17]
2.3.6.4. Modelo de flujo mecanstico (1976)
Existe deslizamiento entre las fases Considera las prdidas por friccin, aceleracin y elevacin. Predice las caractersticas del flujo para todos los patrones de flujo. Arroja resultados confiables cuando el patrn de flujo es intermitente.
Correlaciones que aplican a este modelo:
Taitel y Duckler(1976)
Taitel y Barnea (1987)
Xiao, (1990) [17]
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2.3.7. Patrones de flujo
La diferencia bsica entre flujo de una sola fase y bifsico es que en este ltimo
la fase gaseosa y lquida pueden estar distribuidas en la tubera en una variedad de
configuraciones de flujo, las cuales difieren unas de otras por la distribucin especial
de la interfase, resultando en caractersticas diferentes de flujo tales como los perfiles
de velocidad y hold up.
En flujo bifsico (lquido/vapor), las interacciones entre la fase lquida y el
vapor, por estar influenciadas por sus propiedades fsicas y caudales de flujo y por eltamao, rugosidad y orientacin de la tubera, causan varios tipos de patrones de
flujo. Estos patrones se llaman regmenes de flujo. En un determinado punto en una
lnea, solamente existe un tipo de flujo en cualquier tiempo dado. Sin embargo, como
las condiciones de flujo cambian, el rgimen de flujo puede cambiar de un tipo a otro.
La existencia de patrones de flujo en un sistema bifsico dado depende de las
siguientes variables:
Parmetros operacionales, es decir, tasas de flujo de gas y lquido. Variables geomtricas incluyendo dimetro de la tubera y ngulo de
inclinacin.
Las propiedades fsicas de las dos fases, tales como densidades,viscosidades y tensiones superficiales del gas y del lquido.
En el pasado, existieron desacuerdos entre los investigadores de flujos
bifsicos en la definicin y clasificacin de los patrones de flujo. Algunos detallaron
tantos patrones de flujo como fueron posibles; mientras otros trataron de definir un
grupo con un mnimo de patrones de flujo.
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El desacuerdo fue principalmente debido a la complejidad del fenmeno de
flujo y al hecho que los patrones de flujo fueron generalmente determinados
subjetivamente por observacin visual. Tambin, los patrones de flujo son
generalmente reportados para cualquier inclinacin o para un estrecho rango de
ngulos de inclinacin. [14]
2.3.7.1. Patrones de flujo para tuberas horizontales o ligeramente inclinadas
Se definen siete regmenes principales de flujo para describir el flujo en una
tubera horizontal o ligeramente inclinada. Estos regmenes se describen abajo enorden creciente de velocidad del vapor. Ver Figura 2.7.
Figura 2.7. Patrones de Flujo en Tuberas Horizontales o Ligeramente
Inclinadas [18]
Flujo estratificado
Ocurre a tasas de flujo relativamente bajas de gas y lquido. Las dos fases son
separadas por gravedad, donde la fase lquida fluye al fondo de la tubera y la fase
gaseosa en el tope. Este patrn es subdividido en Flujo Estratificado Suave y Flujo
Estratificado Ondulante.
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En el flujo estratificado suave el vapor fluye a lo largo del tope de la tubera y
el lquido fluye a lo largo del fondo. La interfase es relativamente suave y la fraccin
ocupada por el gas y el lquido permanece constante (Ver figura 2.8). En flujo
ascendente, flujo tipo estratificado ocurre raramente favoreciendo el flujo ondulante.
En flujo descendente, el flujo estratificado es favorecido, siempre y cuando la
inclinacin no sea demasiado pronunciada.
Figura 2.8. Representacin grfica del rgimen de flujo estratificado suave [16]
Por otra parte el flujo estratificado ondulante ocurre cuando el flujo de vapor
aumenta con relacin al flujo de lquido (Ver Figura 2.9). El vapor se mueve
apreciablemente ms rpido que el lquido y la friccin resultante en la interfase
forma olas de lquido. La amplitud de las olas se incrementa con el aumento del flujo
de vapor. El flujo ondulante puede ocurrir hacia arriba, pero en un rango decondiciones ms restringido que en una tubera horizontal. Hacia abajo, las olas son
ms moderadas para un determinado flujo de vapor y en la transicin a flujo tipo
tapn, si es que ocurre, tiene lugar a caudales ms altos que en la tubera horizontal.
[18]
Figura 2.9. Representacin grfica del rgimen de flujo estratificado ondulante[18]
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Flujo intermitente (Flujo tapn y flujo de burbuja alargada)
Cuando el flujo de vapor alcanza cierto valor crtico, las crestas de las olas de
lquido tocan el tope de la tubera y forman tapones espumosos. La velocidad de estos
tapones es mayor que la velocidad promedio de lquido. En la estructura del tapn de
vapor, el lquido es presionado de manera que el vapor ocupe la mayor parte del rea
de flujo en ese punto. En flujo ascendente, el flujo tipo tapn comienza a caudales de
vapor ms bajos que en las tuberas horizontales. En flujo descendente, se necesitan
caudales de vapor ms altos que en tuberas horizontales para establecer el flujo tipo
tapn y el comportamiento se desplaza hacia el flujo anular. Ya que el flujo tipotapn puede producir pulsaciones y vibraciones en codos, vlvulas y otras
restricciones de flujo, debe ser evitado en lo posible. En la figura 2.10 se puede
observar una representacin grfica de rgimen de flujo tipo tapn. [18]
Figura 2.10. Representacin grfica del rgimen de flujo tipo tapn
[18]
Flujo anular
El flujo anular ocurre a muy altas tasas de flujo de gas, en ste el lquido fluye
como una pelcula anular de espesor variable a lo largo de la pared, mientras que el
vapor fluye como un ncleo a alta velocidad en el centro. Hay gran cantidad de
deslizamiento entre las fases. Parte del lquido es extrado fuera de la pelcula por el
vapor y llevado al centro como gotas arrastradas. La pelcula anular en la pared es
ms espesa en el fondo que en el tope de la tubera y esta diferencia decrece al
distanciarse de las condiciones de flujo de tipo tapn. Corriente abajo de los codos, la
mayor parte del lquido se mover hacia el lado de la pared externa. En flujo anular,
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los efectos de cada de presin y momento sobrepasan los de gravedad, por lo tanto la
orientacin de la tubera y la direccin del flujo tienen menos influencia que en los
regmenes anteriores. El flujo anular es un rgimen muy estable (Ver Figura 2.11).
Por esta razn y debido a que la transferencia de masa vapor lquido es favorecida,
este rgimen de flujo es ventajoso para algunas reacciones qumicas. [18]
Figura 2.11. Representacin grfica del rgimen de flujo tipo anular[18]
Burbujas dispersas
Cuando la velocidad del vapor en flujo anular se hace lo suficientemente alta,
toda la pelcula de lquido se separa de la pared y es llevada por el vapor como gotas
arrastradas. Este rgimen de flujo es casi completamente independiente de la
orientacin de la tubera o de la direccin del flujo. En la Figura 2.12 se puede
observar una representacin grfica de flujo tipo disperso.
[18]
Figura 2.12. Representacin grfica del rgimen de flujo tipo disperso [18]
2.3.7.2. Patrones de flujo para flujo vertical y fuertemente inclinado
El comportamiento del flujo en tuberas verticales donde la gravedad juega un
papel muy importante, ha sido menos investigado que el flujo en tuberas
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horizontales. La mayor parte de la informacin disponible para flujo vertical se
refiere a flujo ascendente.
Las condiciones bajo las cuales existen ciertos tipos de regmenes de flujo,
dependen principalmente de la orientacin de la tubera y de la direccin del flujo. En
una situacin donde el flujo ondulante y estratificado existiera en una tubera
horizontal, inclinando la tubera en forma descendente, la velocidad relativa del
lquido aumenta, quedando una mayor parte del rea de flujo para el vapor. Por otro
lado, inclinando la tubera en forma ascendente el lquido se drena, acumulndose
hacia abajo hasta bloquear por completo la seccin transversal. El vapor puedeentonces no llegar a pasar a travs del lquido y por lo tanto empuja tapones de
lquidos a travs de la seccin inclinada de la tubera.
Se han definido cinco regmenes de flujo principales para describir el flujo
vertical. Esto regmenes de flujo estn descritos a continuacin, en orden creciente de
velocidad del vapor. [18]
Flujo tipo burbuja
El lquido fluyendo en forma ascendente representa la fase continua, con
burbujas dispersas de vapor subiendo a travs de ste. La velocidad de la burbuja
excede la del lquido debido a la flotabilidad. Cuando el flujo de vapor es
incrementado, el tamao, nmero y velocidad de las burbujas aumenta. Cuando el
flujo de vapor es mayor que en tuberas horizontales, las burbujas mantienen su
individualidad, sin unirse en tapones. [18]
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Flujo tipo tapn
A medida que el flujo de vapor aumenta, las burbujas se unen y forman tapones
los cuales ocupan la mayora del rea de seccin transversal. Tapones alternados de
vapor y lquido se mueven en la tubera con algunas burbujas de vapor cruzando los
tapones de lquido. Alrededor de cada tapn de vapor hay una pelcula laminar de
lquido la cual fluye hacia el fondo del tapn. Cuando el flujo de vapor se incrementa,
la longitud y la velocidad de los tapones aumentan. En el diseo para flujo bifsico es
una prctica normal el tratar de evitar el flujo tipo tapn, ya que este rgimen puede
traer serias fluctuaciones de presin y vibracin, especialmente en la entrada derecipientes y en codos, vlvulas y otras restricciones de flujo. Esto pudiera traer serios
deterioros al equipo y problemas de operacin. [18]
Flujo espumoso
Cuando el flujo de vapor se incrementa an ms, la pelcula laminar de lquido
se destruye por la turbulencia del vapor y los tapones de vapor se hacen ms
irregulares. El mezclado de burbujas de vapor con el lquido se incrementa y se forma
un patrn turbulento y desordenado donde los tapones de lquido que separan los
sucesivos tapones de vapor se van reduciendo. La transicin a flujo anular es el punto
en el cual la separacin lquida, entre tapones de vapor desaparece y los tapones de
vapor se unen en un ncleo central continuo de vapor. Ya que el flujo espumoso tiene
mucho en comn con el flujo tipo tapn los dos regmenes son frecuentemente
agrupados y llamados flujo tipo tapn. En direccin descendente, el flujo espumoso
se comporta igual que el flujo tipo tapn, excepto que el primero se inicia ms
fcilmente en esta posicin, particularmente si las condiciones se acercan a las de
flujo anular. [18]
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Flujo anular
Este rgimen de flujo es similar al flujo anular en tuberas horizontales excepto
que la separacin entre las fases es afectada por la gravedad. Hacia arriba, la pelcula
de lquido anular baja por gravedad, lo cual incrementa la diferencia de velocidad
entre el vapor y el lquido. Hacia abajo, ocurre lo contrario, la gravedad acelera el
lquido y reduce la diferencia de velocidades entre el vapor y el lquido. En otras
palabras, el espesor de la pelcula de lquido es ms uniforme alrededor de la
circunferencia de la tubera que en el flujo horizontal. [18]
Flujo tipo disperso
Este rgimen de flujo es esencialmente el mismo que el flujo tipo roco en
tuberas horizontales. Los altos flujos de vapor requeridos para dispersar
completamente el lquido, eliminan esencialmente los efectos de la orientacin y
direccin del flujo. En la denominacin de regmenes verticales de flujo de dos fases,
el flujo anular y el disperso frecuentemente se agrupan en un solo rgimen y se
llaman anular disperso. [18]
2.3.8. Mapas de patrones de flujo
En el estudio de flujo multifsico generalmente se utilizan los mapas de
patrones de flujo.
Los mapas de regmenes de flujo en tuberas tienen gran importancia, debido a
la relacin existente entre el rgimen y la cada de presin. Estos mapas de flujo
describen grficamente los diferentes regmenes de flujo que ocurren en un sistema
de dos fases. La mayora de los mapas publicados usan la velocidad superficial del
lquido y del gas como parmetros correlativos para definir los lmites de regmenes
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de flujo. La velocidad superficial son los parmetros ms convenientes para usar,
pero ellas son dependientes del sistema. En otras palabras, la localizacin de los
lmites de rgimen de flujo generalmente cambia siempre que cambien las
propiedades fsicas o el tamao de la tubera, la orientacin y la direccin del flujo.
Los parmetros correlativos que toman en cuenta las propiedades fsicas son
generalmente ms seguros cuando la extrapolacin se realiza en un mapa basado en
un sistema gas - lquido a otro sistema requerido. Sin embargo, los mapas que utilizan
parmetros correlativos ms complejos no predicen las transiciones de los regmenes
de flujo con exactitud. Pero, si existe mayor cantidad de datos disponibles, los nuevosmapas tienden a predecir mejor las transiciones. Se debe destacar que estos lmites de
transicin no estn bien definidos debido a las tcnicas empleadas. Estos lmites se
deben considerar como graduales. [19]
2.3.8.1. Mapa de flujo de Mandhane
Es un mapa emprico desarrollado para determinar patrones de flujo
multifsicos (gas- lquido), como funcin de las velocidades de superficie de las
fases, el mismo se muestra en el apndice A. El mapa reporta los patrones de flujo:
Estratificado (STRATIFIED), Estratificado Ondulante (WAVY), Anular (ANULAR
MIST), Burbuja (BUBBLE), Tapn (Slug) y Disperso (DISPERSED). Los
parmetros de este mapa son la velocidad superficial del lquido (Vsl) y la Velocidad
Superficial del Gas (Vsg). [17]
2.3.9. Flujo multifsico en tuberas horizontales
El flujo multifsico en lneas es un problema difcil de modelar
matemticamente; no obstante varias correlaciones empricas han mostrado que el
clculo se lleva a cabo considerando el sistema de hidrocarburos compuestos por dos
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seudo-componentes denotados como petrleo y gas, cada uno de los cuales tiene una
composicin fija. Las propiedades fsicas de los fluidos dependen de la presin y
temperatura, y se supone que el gradiente de temperatura es lineal, o se considera que
el flujo es isotrmico.
Para disear una tubera es necesario conocer el perfil de presiones que dicho
fluido tiene a lo largo de la tubera que lo contiene, es decir, determinar la curva de
gradiente, la cual permite visualizar la variacin de presin de fluido en todos los
puntos de la tubera. La principal aplicacin prctica de los perfiles de presin en
tuberas horizontales en la industria petrolera, consiste en determinar la contrapresinnecesaria en el cabezal del eductor, para llevar los fluidos producidos a una tasa
determinada, desde el pozo hasta el separador. [20]
2.3.9.1. Factores que afectan las curvas de gradiente horizontal
En general el efecto de las variables ms importantes en el flujo multifsico a
travs de tuberas horizontales es prcticamente el mismo que tienen en tuberas
verticales. La principal diferencia est en el efecto de la relacin gas-lquido, por no
considerarse la gravedad en el flujo horizontal.
Dimetro de la Tubera: a menor dimetro, mayores sern las prdidas de
presin a lo largo de la tubera.
Tasa de flujo: a mayor tasa de flujo, mayor ser la velocidad de los fluidos
transportados. Lo que provoca un aumento en las perdidas de presin por friccin.
Relacin gas lquido: en tuberas horizontales, contrariamente a lo que ocurre
en tuberas verticales, a mayor relacin gas-lquido, mayores son las prdidas de
presin. Ello se debe a que la tubera debe de transportar un fluido adicional, en otras
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palabras, a mayor relacin gas- lquido mayor ser la velocidad de la mezcla por lo
que las prdidas de presin por friccin sern mayores.
Viscosidad liquida: a mayor viscosidad de la fase liquida mayor ser la
resistencia que dicha fase opone a fluir, por lo que mayores sern las prdidas de
energa en la tubera.
Relacin agua-petrleo: excepto para crudos viscosos, la relacin agua-petrleo
no tiene un marcado efecto sobre las curvas de gradiente horizontal.
Energa cintica: salvo para altas tasas de flujo en regiones de baja presin
(menor de 150 lpc) donde la densidad es baja y la velocidad se incrementa
rpidamente, el termino de aceleracin no se toma en cuenta.[20]
2.3.10. Estaciones de flujo
Las estaciones de flujo son instalaciones petroleras de superficie, formadas por
un conjunto de tuberas y equipos conectados entre s, los cuales son diseados para
recibir la produccin de una determinada rea, permitir la separacin de las fases
lquida y gaseosa, medir dicha produccin, realizarle tratamiento qumico,
proporcionarle un sitio de almacenamiento temporal y posteriormente bombearla a
los patios de tanques y/o a los terminales de embarque. Los avances tecnolgicos han
permitido que en la actualidad existan estaciones de flujo automatizadas, en las cuales
parmetros importantes como: presiones, temperatura, crudo bombeado etc., pueden
ser monitoreados a distancia por medio de un sistema de telemetra que enva seales
a la sala de control, adems en algunos casos se puede inclusive realizar paradas o
arranques de equipos desde el centro de operaciones automatizadas, lo cual representa
una gran ventaja debido a que requieren un menor porcentaje de supervisin del
personal de operaciones ubicado en el campo. [21]
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2.3.10.1. Funciones de las estaciones de flujo
Recolectar la produccin de los diversos pozos asociados a una determinadarea.
Separar la fase lquida de la fase gaseosa, contenidas en el fluidomultifsico proveniente de cada uno de los pozos.
Distribuir el gas recolectado, a las diferentes reas de operacin que lorequieran (plantas compresoras, procesos de inyeccin, etc.)
Medir la produccin de petrleo, gas y agua provenientes de cada pozoproductor. Proporcionar a los fluidos producidos, un sitio de almacenamiento temporal.
Bombear el crudo a las diversas reas de procesos o almacenamiento, talescomo estaciones de rebombeo, patio de tanques, terminales de embarque,
etc.
Para realizar todas estas funciones con xito, las estaciones de flujo cuentan con
diversos equipos y accesorios, entre los que destacan: los mltiples de produccin,
separadores, depuradores, tanques de almacenamiento, bombas, etc. [21]
2.3.11. Estaciones de flujo convencional
Una Estacin de Flujo Convencional es un conjunto de equipos
interrelacionados que se encargan de recibir, separar, almacenar temporalmente y
bombear los fluidos provenientes de los pozos los cuales estn compuestos por
mezclas de crudo, gas, agua, arenas y contaminantes (Ver Figura 2.13).
El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo Convencional en
operaciones de produccin petrolera consiste en separar a las presiones ptimas los
fluidos del pozo en sus tres componentes bsicos: crudo, gas y agua, para el posterior
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tratamiento de los hidrocarburos, con el fin de mejorar el procesamiento y
comercializacin de ellos (crudo y gas). Igualmente dentro de las Estaciones de Flujo
Convencional hay equipos encargados de la medicin individual de cada pozo.
Adems de los equipos principales del proceso que componen la estacin, estn
los llamados accesorios los cuales cumplen funciones secundarias dentro de la
estacin pero que son fundamentales para el proceso operacional.
A medida que un campo se desarrolla, se hace necesario construir nuevos
centros de recoleccin, al momento de la seleccin y ubicacin de las Estaciones deFlujo Convencional, el factor econmico es de gran influencia. [3]
Figura 2.13. Sistema de Flujo Convencional [22]
2.3.11.1. Componentes principales de una estacin de separacin de flujo
Los componentes principales que forman parte del proceso principal de manejo
del petrleo dentro de la Estacin de Flujo Convencional son:
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Mltiples de produccin
Los mltiples de produccin consiste generalmente de varios tubos colocados
en posicin horizontal, paralelos uno respecto a otro y ambos conectados a cada una
de las lneas de flujo. Entre ellos se tiene:
Mltiple de produccin general
Son los tubos en los cuales se recolecta la produccin de los pozos que llegan a
las estaciones de flujo. En algunos casos, el mltiple de produccin consiste en unsolo tubo. Tambin ocurre con frecuencia que los mltiples estn formados por dos o
cuatro tubos, esto se hace con el fin de poder manejar diferentes tipos de crudos y
condensados. As por ejemplo, pozos con contenido de agua menos de 1% pueden ir a
un cabezal en comn. Luego, estos pozos pueden pasar a la etapa de separacin gas -
lquido y finalmente ir a los tanques de almacenamiento, sin pasar a las plantas
deshidratadoras.
Mltiple de prueba de pozos
Se utiliza para aislar la lnea de flujo de cada pozo. Esto permite medir su
produccin individual. En algunos casos, este cabezal es de menor dimetro que los
de produccin. En situaciones de emergencia, el cabezal de prueba se puede utilizar
como cabezal de produccin.
De acuerdo a la presin de operacin a la entrada de la estacin, el mltiple se
clasifica en dos tipos:
a) De baja Presin: Es la lnea de produccin general conectada a laentrada del separador de produccin de baja presin con valores
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comprendidos entre los 0 a 100 psig que recibe la produccin de
aquellos pozos que requieren contrapresin menor al fluir, debido a las
condiciones de yacimiento.
b) De alta presin: Es la lnea de produccin general que est conectada ala entrada del separador de produccin de alta presin con valores
mayores a los 100 psig y recibe a una presin mayor la produccin de
los pozos capaces de fluir, motivado a las caractersticas del yacimiento.[3]
Separador Gas Lquido
Generalmente, el flujo que se obtiene de un yacimiento petrolfero es de
naturaleza multifsica. La separacin fsica de estas fases es una de las operaciones
esenciales en la produccin, tratamiento y transporte de crudos y gases.
El propsito de un separador lquidogas es separar corrientes mezcladas de
lquido y gas de forma tal que se minimice el arrastre de pequeas gotas de lquido en
la corriente de gas. En la Figura 2.14 se puede observar los separadores comnmente
utilizados por la industria.
La separacin gaslquido se basa principalmente en las diferencias de
densidad de las fases. Un separador tambin puede llamarse extractor o tambor. Esta
terminologa es empleada sin importar la forma que posea dicho equipo.
La principal funcin de los separadores de petrleo y gas es la de separar la
mezcla en dos corrientes: una lquida y otra gaseosa; sin embargo, existen equipos
que adicionalmente separan el agua del petrleo por lo que se comportan como
separadores trifsicos si tales cantidades son considerables.
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Figura 2.14. Separadores
Fuente: Propia
Cuando se disea un separador es necesario tomar en cuenta ciertos factores y
propiedades asociados con los fluidos a ser procesados. Entre estos factores estn los
siguientes:
Las tasas de flujo mnimo, mximo y promedio de lquido y gas. La temperatura y presin de operacin del separador. Las propiedades fsicas de los fluidos, tales como: densidad, viscosidad y
corrosividad.
La presin de diseo del separador. El nmero de fases que debe manejar el separador. Por ejemplo, lquido
gas (separador bifsico) o crudo-agua-gas (separador trifsico).
Las impurezas que pueden estar presenta en los fluidos, tales como: arena,parafinas y otras.
La tendencia de los fluidos a formar espumas y el efecto de tales espumas enel fluido corriente abajo.
Las variaciones transitorias que pueden tenerse en la tasa de alimentacin alseparador. [23]
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Los separadores pueden clasificarse segn varios criterios, entre los cuales
estn:
1. Segn su Funcin
a) Separadores de Produccin: Son separadores que reciben los fluidosprovenientes de la lnea general del mltiple de produccin general.
b) Separadores de prueba: son aquellos separadore