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PRODUCCION DE PETROLEO ING. GEOLOGO LUIS DE LA CRUZ

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INSTRUCTOR: Luis de la Cruz

Valencia, Agosto 2003

CENTRO DE INGENIEROS DEL ESTADO CARABOBO (CEIDEC) DIRECCION DE CIENCIA Y TECNOLOGIA

COORDINACION DE MEJORAMIENTO PROFESIONAL


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PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

INTRODUCCIÓN Venezuela es un país privilegiado, dentro de la industria petrolera mundial. Esto es así por su elevado volumen de reservas, las cuales alcanzan una cifra cercana a los setenta millones de barriles de petróleo, sin contar con los que existen en la Faja Petrolífera del Orinoco y las inmensas reservas de gas que se encuentran en nuestra plataforma continental. Además tiene una envidiable posición geográfica y la existencia de una infraestructura de producción, la cual comenzó su formación en los inicios de la industria petrolera mundial, todo lo cual le permite competir con ventaja en los mercados internacionales de los hidrocarburos. A través de ciento veinticinco años de historia petrolera (1878-2003), Venezuela ha aprendido a conocer a perfección su riqueza petrolera, ha sido modelo de creatividad en métodos de perforación y producción y cuenta con refinerías con alto grado de tecnología que le permiten competir con empresas transnacionales de mayor experiencia y trayectoria en el mundo del petróleo. Es indudable que el camino recorrido desde 1976, año de la nacionalización de nuestra industria, hasta hoy el manejo de nuestra industria petrolera ha sido eficiente, pues las reservas se aumentaron de 18 millardos a cerca de 80 millardos de barriles, se modernizaron nuestras refinerías más grandes (Cardón y Amuay), se inició en forma rentable la explotación del carbón con Carbozulia, se construyó el Complejo Criogénico de Oriente y se creó en el Intevep la Orimulsión, todo lo cual nos ha hecho como país productor y exportador, uno de los primeros cinco países mas desarrollados en esa actividad. Hoy, cuando después de una profunda crisis en el seno de la industria, el país se recupera y reestructura sus cuadros directivos y operativos, nosotros, los que por ser también ciudadanos de este país e iguales dueños de ese subsuelo y esa industria, esperamos que el cambio sea a favor de una PDVSA más humana, más accesible, con un contenido, relevancia, pluralidad y tendencia social más profunda para que sus grandes beneficios económicos trasciendan al pueblo y resuelvan sus necesidades mas ingentes.




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TEMA I Para recolectar, tratar, transportar y almacenar los crudos que se producen diariamente en sus campos petroleros, nuestra industria cuenta con cincuenta y cinco mil kilómetros de tuberías de flujo, oleoductos principales, troncales y secundarias terrestres y lacustre. Ochocientos kilómetros de tuberías de suministro de diluente para la producción de crudos de alta gravedad API y once mil kilómetros de tuberías para levantamiento artificial por gas. También cuenta con casi novecientas estaciones de flujo que incluyen sus correspondientes sistemas de separación, medición y bombeo necesarias y suficientes para poder manejar cerca de 30.000 pozos en producción con un potencial de producción, de aproximadamente cuatro millones de barriles de petróleo por día. Hay dos conceptos fundamentales con los cuales la industria clasifica la producción petrolera: estos son la producción disponible y el potencial de producción. La producción disponible representa la producción de hidrocarburos (petróleo y gas) disponible para ser producida en forma inmediata a través de pozos operativos que estén conectados a instalaciones de producción igualmente operativas. El potencial de producción se define como la producción disponible mas la producción que ha sido temporalmente cerrada por razones extraordinarias como mantenimiento de las instalaciones mayores de producción y recolección, pero que estará disponible en menos de noventa días consecutivos. En ambos conceptos se hace obligatorio cumplir con las normas del MEM sobre conservación del gas y del MARNR sobre la protección del ambiente. En el mundo petrolero se usa una escala de densidad para clasificar los crudos, la cual no tiene unidades como la gravedad específica, es la escala API y se utiliza para catalogar los crudos permitiendo dar una idea de su viscosidad o fluidez, solo toma en cuenta parámetros como contenido de azufre y/o metales, sal, corrosividad o rendimiento específico de determinado producto a partir de un crudo particular y se utiliza preferencialmente para establecer precios diferenciales entre los diversos tipos de crudos que se mercadean. Se define como petróleo crudo el hidrocarburo líquido no refinado. Su color varía entre amarillo para los menos viscosos hasta negro para los más viscosos o pesados. Su gravedad API alcanza hasta los 40.2 grados API. El MEM clasifica los crudos por rangos de grados API en la forma siguiente:

• Crudos extrapesados: son todos aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una gravedad menor o igual a 9.9 grados API y una viscosidad mayor de 10.000 centipoises a condiciones de yacimiento.

• Crudos pesados: son los hidrocarburos líquidos que tienen una gravedad comprendida entre 10.0 grados API y 21.9 grados API.

• Crudos medianos: son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una gravedad comprendida en el rango de 22.0 grados API a 29.9 grados API.

• Crudos livianos: son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una gravedad comprendida en el rango de 30.0 grados API a 40 grados API.




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De acuerdo a la naturaleza de los hidrocarburos que contienen, los crudos también se pueden clasificar en:

• Crudos de base parafínica: contienen parafina y muy poco o ningún material asfáltico. Son aptos para obtener gasolina de bajo octanaje y de ellos se producen parafina y aceites lubricantes de alta calidad.

• Crudos de base nafténica o asfáltica: contienen poca o ninguna parafina, pero si material asfáltico en grandes cantidades y se obtienen aceites lubricantes.

• Crudos de base mixta o intermedia: contienen material tanto asfáltico como parafínico, En su composición entran hidrocarburos parafínicos y nafténicos junto con cierta proporción de aromáticos.

Recolección de los hidrocarburos Los fluidos producidos en los pozos, son transportados hacia los múltiples de producción de las estaciones de flujo a través de las tuberías de producción. Desde allí son bombeados a diferentes destinos como son los patios de tanques, estaciones principales o plantas de procesamiento de gas, dependiendo de los tipos de segregación.




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Transporte de los hidrocarburos Las tuberías usadas en el transporte de los crudos producidos en los campos sometidos a explotación, son especialmente diseñadas y construidas para transportar mezclas de líquidos (petróleo-agua) y líquidos-gases (petróleo-gas). El material comúnmente usado en Venezuela para este tipo de tuberías es el acero, pero también se fabrican de asbesto-cemento, fibra de vidrio y plástico. Actualmente la tendencia a usar estos otros tipos de tuberías se ha incrementado, sobretodo en casos de conducción de crudos de base parafínica, para evitar la corrosión y disminuir el índice de precipitación de parafinas. El diámetro de cada tubería está entre 2 y 10 pulgadas y el mismo obedece al máximo volumen de producción que se piensa manejar y a las características del crudo, especialmente la viscosidad. Además pueden ser de alta o baja presión, considerándose como altas, las presiones de flujo por encima de 1000 lpc. El crudo junto con el agua, es bombeado a los tanques de almacenamiento situados en los patios de tanques a través de tuberías secundarias que recolectan la producción de un número determinado de estaciones de flujo del área, que manejan crudos de características similares.




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Equipo superficial del pozo El pozo debe estar completado (equipos de producción dentro del pozo en funcionamiento, pruebas de producción realizadas, válvulas de seguridad (impide reventones) debidamente aseguradas al cabezote del pozo y las válvulas maestra, de brazo, manómetros y estranguladores (choques) instalados y probados. Los pozos que fluyen naturalmente están en general equipados con un elemento que no se requiere en la producción de extracción por gas o para pozos de bombeo, y eso es un estrangulador. El estrangulador es parte del equipo de la cabeza del pozo y sirve para reducir el volumen de petróleo y el gas producido, del máximo posible, a otro volumen menor que el máximo. En otros casos el estrangulador se usa para mantener una contrapresión en la formación productora como un medio de controlar la afluencia de cantidades excesivas de agua o de gas. En todo caso el estrangulador protege el cabezal del pozo, ya que si este no existiera, la producción de arena podría dañar parte de las instalaciones del árbol de Navidad.




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Equipos subsuperficiales del pozo Comienza con la tubería de revestimiento, la cual se asienta y se cementa, colocándola a través de todas las zonas productoras, suspendiendo de ella la tubería de producción., la cual se perfora y pone en producción por la tubería de producción y por el casing si el pozo produce de varias arenas. El pozo se deja en producción por flujo natural, por presión e gas o por medio de bombas subsuperficiales.




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TEMA II Segregaciones comerciales En nuestra industria petrolera existen una treintena de segregaciones comerciales (mezclas específicas de crudos estables en su composición y propiedades). Estas segregaciones le permiten a la industria la flexibilidad necesaria para lograr mayor capacidad y eficiencia en la obtención de productos y asegurar la mayor captación de mercados internacionales. Estas segregaciones con sus características se muestran en la Tabla I.




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Estaciones de flujo La Estación de Flujo La estación de flujo es muy parecida a una estación de descarga, faltándole solo facilidades de almacenamiento del petróleo. En los cabezales del manifold, el petróleo se divide en flujo húmedo, limpio, o de prueba. El petróleo limpio (petróleo con menos de 1% de agua) pasa a través de los separadores de 250psi y luego a la estación de descarga. El petróleo del separador de prueba fluye a un tanque de prueba de 1500barrikles donde es calibrado y luego bombeado por la tubería de petróleo a la estación de descarga. El petróleo húmedo(petróleo con más de 1% de agua) es conducido a un tanque para deshidratación, y luego a un segundo tanque de 1500 barriles de capacidad. De este tanque también es bombeado a la estación de descarga. El separador de 1000psi en la estación de flujo se usa para el gas de alta presión que se necesite en el área. El petróleo pasa por una segunda etapa de separación de 250 psi antes de entrar a la línea conductora hacia la estación de descarga. Todo gas en la estación de flujo es medido antes de conducirse a los diferentes sistemas (1000psi, 25psi o mechúrrio). La medición de este gas se hace exactamente igual que en los manifolds de campo. Los equipos e instalaciones principales que conforman una estación de flujo son:

• Líneas de flujo (Venezuela Oriental y Venezuela Occidental) • Múltiples de producción • Separadores de gas-líquido • Tanques de producción • Equipos de desalación • Sistemas de tratamiento químico • Tratadores de líneas de flujo

Las líneas de flujo, son las tuberías de diferente diámetros (varían con la gravedad del petróleo) que conducen la producción de cada pozo a los sistemas de recolección denominados múltiples de producción, antes de ser enviados al resto de los equipos de producción que conforman una estación de flujo. Los múltiples de producción son construidos de manera tal, que permitan desviar la corriente total de la producción de un pozo cualquiera, hacia un separador de prueba con el objeto de poder cuantificar su producción. Los separadores, como su nombre lo indica, sirven para separar los crudos y tratarlos en los patios de tanque antes de poder ser enviados a los terminales de embarque, ya que para ese momento los crudos deben tener las especificaciones requeridas por el cliente o a las refinerías. Estos separadores se clasifican de acuerdo a su configuración en verticales,




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horizontales y esféricos y según su función en separadores de prueba y separadores de producción general. Como las tuberías y de acuerdo a la presión de trabajo o funcionamiento, los separadores se clasifican en separadores de alta, media o baja presión. Adicionalmente, se pueden clasificar en bifásicos o trifásicos, de acuerdo al número de fases que pueden separar. Los separadores de gas-líquido, los cuales son bifásicos, son los mas comunes y se usan para separar la fase gaseosa de la fase líquida (petróleo-agua). Los separadores trifásicos se utilizan para separar las tres fases: gas, petróleo y agua. Los separadores de producción general, incluyen los dedicados a la deshidratación y desalación de los crudos. Son muy importantes, pues se encargan de que los crudos producidos se adapten con arreglo a las especificaciones y exigencias del mercado. Los separadores de prueba, se utilizan cuando por causa de variación en los parámetros de producción de un pozo particular, se necesita someter su producción individual a medición, lo cual se realiza a través del manifold. Los tanques y bombas de producción, están situados en las estaciones de flujo y generalmente se colocan en parejas, dependiendo de su capacidad, disponibilidad de espacio, cantidad de producción a manejar y procesos de tratamiento de la estación. Líneas de flujo (Venezuela Oriental) El petróleo y el gas producido por el pozo son enviados al manifold o estación de flujo mas cercano al campo. En este punto el petróleo y el gas son separados, enviándose el petróleo a una estación de descarga a través del oleoducto, en tanto que el gas es enviado por el departamento de gas a su destino final. La fuerza necesaria para impulsar el petróleo desde el pozo hasta el separador de petróleo y gas es proporcionada de varias maneras, dependiente del método de producción empleado en el pozo. Pozos de flujo natural: proporcionan una porción de la presión de la formación productora para forzar el petróleo hasta el separador de petróleo y gas. Pozos de bombeo: la fuerza es proporcionada por la bomba de subsuperficie, la cual eleva el petróleo a la superficie. Pozos que producen por inyección de vapor: el gas inyectado que hace que el pozo produzca, también impulsa el petróleo desde el cabezal del pozo hasta el separador. En este caso es deseable que la línea de flujo sea tan corta come sea posible, de manera que se reduzca la carga sobre la columna de gas en la tubería de producción. Debe tomarse en cuenta que la longitud de las líneas de flujo que producen por flujo natural, cuando conducen petróleo liviano de alta presión, pueden tener varios kilómetros de longitud, pero no pasa lo misma con aquellas que conducen petróleo pesado, ya que durante la noche, la temperatura baja, subiendo la viscosidad del crudo y se necesitan varios cientos de libras por pulgada cuadrada de presión para impulsar el petróleo desde el pozo hasta la estación de oleoducto. Durante las horas mas calientes del día, la presión desciende a un valor mas normal (al bajar la viscosidad) y el petróleo fluye sin ninguna dificultad.




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Líneas de flujo (Venezuela Occidental) Las concesiones más antiguas, están situadas en el BCF (Bolívar Coastal Field), área de zonas poco profundas de la ribera oriental del Lago de Maracaibo (entre 5 y 10 metros de profundidad). En el pasado en esas zonas, se apoyaban estas líneas sobre pilotes hincados en el lago, pero desde hace ya mas de treinta años, estas se dejan descansar sobre el fondo del lago, sumergidas en el cieno que existe en esas profundidades (hasta 30 metros). La construcción de líneas de flujo en el lago, da lugar a problemas de corrosión excesiva y para cerrar el pozo en caso de ruptura de tuberías, ya que la inspección ocular de la misma debe realizarse en forma submarina. Un porcentaje apreciable del crudo producido, tanto en Venezuela oriental como occidental es de baja gravedad, (algunos con gravedad menor a los 15 grados API), por esta razón se usan procedimientos especiales para el diseño de líneas de flujo, pues deben proporcionarse medios para mover el petróleo mientras aun está relativamente caliente, y por tanto menos viscoso que cuando ya se ha enfriado. Múltiple de producción (manifold) Existen múltiples de producción portátiles y permanentes. El manifold portátil consiste de un manifold al cual se han ligado líneas de flujo de cada pozo y dos separadores de 250 psi montados en largueros. Un separador es para producción general y el otro para probar pozos individuales. El manifold tiene dos cabezales, de manera que la producción de cada pozo puede encausarse por el separador de prueba o por el separador de producción general abriendo o cerrando dos válvulas en el manifold. El petróleo del separador de producción general fluye del manifold hacia una estación de descarga sin haberse medido su volumen. El petróleo que pasa a través del separador se mide por un medidor de volumen de petróleo, antes de que entre a la tubería que conduce a la estación de descarga. Todo el petróleo del manifold de campo es conducido a través del separador de baja presión a la estación de descarga (entre 125 y 35 psi) y después a los tanques de almacenamiento donde es fiscalizado. El manifold permanente es muy parecido al portátil. La diferencia está en el tamaño y la separación. Por lo general, la separación del manifold permanente es por dos o tres etapas. Los separadores están montados sobre bases de concreto y tienen más espacio para facilitar la operación. En este tipo de manifold todos los pozos se prueban en el separador de 250psi. El petróleo es separado y conducido a través de un medidor de volumen a fin de medirlo. Después se encausa hacia un desplazador por gas que lo impulsa por la líneas de 600psi hacia la estación de flujo. El desplazador es operado por gas del sistema de 600psi. Los pozos de alta presión (1500psi) antes de entrar a la tubería hacia la estación de descarga, el petróleo pasa por una segunda etapa de separación en los separadores de 600psi. Los pozos de baja presión (menor de 600psi) en este manifold, fluyen directamente del cabezal del manifold al desplazador por gas, donde puede inyectarse hasta la línea de 600psi. Esto evita la necesidad de tender una segunda línea desde el manifold para manejar la producción de baja presión.




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Separadores gas-líquido El flujo de los pozos petroleros es bifásico (gas y líquidos) y requiere diferentes métodos de manejo, medición y procesamiento. La separación de los fluidos la hacen los separadores, los cuales se clasifican de acuerdo a su configuración en verticales, horizontales y esféricos y según la función en separadores de prueba y separadores de producción general. También se clasifican por la presión de funcionamiento en separadores de baja, media y alta presión. Adicionalmente pueden clasificarse, de acuerdo al número de fases que pueden separar, en bifásicos y trifásicos. Los bifásicos son los más comunes y son usados para separar la fase gaseosa de la fase líquida (petróleo y agua). Los trifásicos son usados para separar las tres fases: gas, petróleo y agua. Indiferentemente de cual tipo se use, todos sirven prácticamente al mismo propósito y se basan en los mismos principios de operación. Los componentes esenciales en todos los tres estilos (SV, SH, E) son los mismos, con solo pequeñas diferencias de operación.




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Descripción de los separadores Los tres tipos de separadores incorporan los siguientes componentes: 1.- Recipiente de acero. El tamaño depende de la capacidad requerida. El grosor del acero del recipiente depende de la presión para la cual el recipiente ha sido diseñado (entre 25 y 10.000 psi). 2.- Espacio en el fondo del recipiente para la acumulación de líquidos producidos en los pozos. 3.- Espacio en la parte superior del recipiente para que el gas se acumule después que se separen los líquidos. 4.- Salida para el petróleo cerca del fondo del separador, consta de un tubo y una válvula automática. La válvula se abre cuando el nivel del líquido llega a un nivel predeterminado dentro del separador y se cierra cuando el afluente ha bajado el nivel hasta otro punto predeterminado. 5.- Conexión de drenaje en el fondo del recipiente con una válvula operada manualmente. 6.- Tubo de nivel en el exterior del separador para indicar el nivel del líquido en el recipiente. Para el caso de crudos pesados y viscosos, como el vidrio del nivel sé opaca, se utilizan dos válvulas instaladas a diferente nivel y se verifica el nivel del líquido mediante estas válvulas. 7.- Dos líneas de salida de gas en la parte superior del recipiente que va al sistema. Colector de gas. Existe una válvula de contrapresión en esta línea que sirve para mantener la presión deseada en el separador. 8.- Válvula de relevo, ubicada en la parte superior del separador para evitar que la presión demasiado alta destruya el separador, si cualquiera de las válvulas de control no funcione debidamente. 9.- Extractor de vapor (solo en algunos separadores), que consiste de materiales metálicos tejidos para proporcionar extensivas áreas superficiales al flujo de gas húmedo. Las del condensado se forman en la superficie metálica y vuelven a caer en el líquido en el fondo del separador. Componentes del Separador Sección de separación primaria: Esta sección elimina el volumen global del líquido de la corriente de entrada. Es necesario eliminar lo más rápido posible las gotas más grandes de líquido de la corriente de gas, para reducir al mínimo la turbulencia del gas y el retorno de las partículas líquidas para el segundo paso de separación. En los tanques verticales, se cambia la dirección del flujo del fluido, esto permite mediante una toma divergente, hacer que la fuerza centrífuga elimine grandes volúmenes de líquido. En tanques horizontales y esféricos, se realiza este efecto colocando placas de desviación todo lo cual causa que el retorno de líquido sea mínimo. Sección de separación secundaria: sirve para eliminar las gotas más pequeñas. Básicamente lo que se hace es reducir drásticamente la velocidad del gas, asentándose por gravedad la separación. La eficiencia de esta sección dependerá de las propiedades del gas y el líquido, el tamaño de las gotas y el grado de turbulencia del gas. Sección de extracción de vapor: en ella se elimina al máximo las gotitas de líquido que todavía permanece en la corriente de gas. Para lograrlo se acumulan pequeñas gotitas en una superficie de donde se escurren de la corriente de gas, las cuales al formar gotas más grandes caen en la sección de separación primaria.




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Sección de acumulación de líquido: Se reciben y eliminan los líquidos acumulados proveniente de las tres secciones suprayacentes. Esta acumulación de líquido debe ser eficientemente separada de la corriente de gas, para evitar su agitación. Posee volumen suficiente de almacenamiento y equipo de control de líquido para evitar el sobrellenado.




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Tanques de Producción Tanque de Lavado o de decantación: estos tanques se utilizan para la separación de emulsiones de agua en petróleo y este proceso de separación se basa en el principio de gravedad diferencial (el agua, por ser más pesada que el petróleo, indefectiblemente se asentará en el fondo de un tanque que contenga una mezcla de los dos). Sin embargo, la experiencia ha demostrado que las partículas más pequeñas de agua en las emulsiones, generalmente se rodean por películas de una materia suficientemente dura y estable para resistir la ruptura y evitar que se junten o reúnan las gotas de agua en un período de tiempo razonable.

Partes de un Tanque de lavado ❁ Línea de entrada. Tubería que sirve para conducir la emulsión de agua y petróleo hasta el tubo separador de gas. ❁ Tubo separador de gas. Llamado también tubería conductora, es una tubería de gran diámetro por la cual pasa la emulsión antes de entrar al tanque. Esta tubería cumple tres funciones: a)separa el gas de la emulsión, disminuyendo así la turbulencia dentro del tanque. El gas se descarga por la parte superior del tanque, lo cual hace que se conserve la presión atmosférica. b) sirve de tanque de compensación para evitar que las emulsiones se introduzcan al tanque por las bocas de baja presión y c) distribuye la emulsión a la sección de agua por medio de un esparcidor interno.




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• El volumen del tanque contiene el agua de lavado o capa de agua, emulsión de petróleo y capas limpias de petróleo y permite tiempo para la separación de petróleo y agua.

• Válvula de descarga de agua. Sirve para controlar la cantidad de agua en el tanque de

lavado.

• Línea de descarga. Conduce al petróleo limpio desde el tanque de lavado hasta los tanques de almacenaje.

En algunos tanques existe una válvula adicional de descarga para purgar el tanque. Funcionamiento: Al entrar la emulsión en el tubo conductor de gas por la línea de entrada, esta solo está sujeta a la presión atmosférica. Como se necesita cierta presión en el equipo aguas arriba del tanque de lavado, una cantidad de gas se liberará en cuanto la presión se reduzca a la de la atmósfera dentro del tanque y ese gas se eliminará a través de la válvula de escape de gas en la parte superior del tanque. Así solo se permite al líquido que se encauce por el tubo conductor y que entre el agua al fondo. Hay dos capas por encima del nivel de agua libre en el tanque de lavado. Una inferior de emulsión y otra superior de petróleo limpio, no estando estas capas claramente definidas sino que se mezclan entre sí. La emulsión sube con relativa facilidad por el agua libre, luego penetra en la capa de emulsión (donde su ascenso es más lento). En la capa de agua restante se asienta el petróleo y siendo más ligero que la emulsión, sube a la superficie y, saliendo del tanque de lavado por la salida del petróleo pasa al tanque de almacenaje. En el caso de petróleos de alta viscosidad, la cantidad de calor necesaria depende del tipo de emulsificación, de la gravedad y de la viscosidad del petróleo. Le aumento de la temperatura en la fracturación de las emulsiones, aumenta la gravedad diferencial a la vez que reduce la viscosidad y la fuerza de la película en le emulsión, por lo cual el petróleo tiende a formar espuma, sin embargo, como el calor del tanque se pierde por radiación termal, la emulsión que se está tratando estará mas caliente y por lo tanto más ligera que la que está ya en el tanque. Entonces esta emulsión se dirige directamente hacia la superficie del tanque y de allí directamente a la boca de salida sin que haya tiempo para que el agua se decante por diferencia de gravedad. Se usan entonces deflectores y esparcidores, para demorar la subida de la emulsión y permitir que las gotitas de agua se asienten por gravedad. Como todas las emulsiones no son idénticas, no puede establecerse una norma para la cantidad de agua libre que debe permanecer en el tanque lavador. Unas emulsiones pasan por este tipo de tanques y el efecto no es apreciable en cambio otras se fracturan completamente por el lavado y el agua se mantiene a un nivel alto en el tanque. El tiempo de retención de la emulsión es importante, pero tampoco existe una norma al respecto, dependiendo del tipo de crudo, de la gravedad y de las características particulares de la emulsión que va a tratarse. En los tanques de almacenamiento, con el tiempo, se acumula agua libre en el fondo; Esta agua es eliminada generalmente por la válvula de drenaje.




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TEMA III

La presencia de agua en la producción del petróleo En algún momento de la vida productiva de casi todos los pozos petroleros, más agua será extraída con el petróleo crudo que la que será admitida por el oleoducto. A veces la invasión de agua ocurre casi al inicio de la producción de un pozo, sin embargo, es mas frecuente que suceda años después de la puesta en producción. Como regla general, se puede decir que el agua en la producción de los pozos, proviene de las formaciones más bajas del yacimiento. Entra a la zona de petróleo a causa de las extracciones de petróleo y gas de la parte superior durante las operaciones normales de producción. Cuando se justifica un tratamiento El tratamiento se justifica cuando el petróleo producido no es aceptable para traslado al oleoducto. Como regla general, cuando el contenido de Sedimentos Básicos y Agua exceda la norma postulada por el oleoducto, debe tratarse el petróleo húmedo. Sedimentos Básicos y Agua permitidos por el oleoducto Los oleoductos especifican que ningún crudo cuyo contenido de SB & A exceda el 1% se aceptará en su sistema. No obstante, cuando se quiere evitar el cierre de pozos por falta de almacenamiento o por que es antieconómico el tratamiento de las emulsiones, los oleoductos pueden aceptar crudos con hasta 3% de SB & A. Estos porcentajes son corroborados por el aforador del oleoducto antes del ingreso del crudo al sistema. Problema de las emulsiones Al desarrollar la actividad de producción, se produce una gran cantidad de petróleo en la forma de una emulsión estable que requiere medios mecánicos para la separación. La emulsión es una mezcla de líquidos inmiscibles (líquidos que no se mezclan bajo condiciones normales). Uno de los líquidos se dispersa completamente en el otro en la forma de diminutas gotitas, tan pequeñas que en muchos casos se podrían colocar mas de 50 de ellas en la cabeza de un alfiler.




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Formación de las emulsiones Se necesitan tres condiciones para la formación de una emulsión estable (esto es, una emulsión que no se fracture sin ninguna clase de tratamiento):

• Dos líquidos inmiscibles. • Agitación suficiente para dispersar un líquido en diminutas gotitas dentro del

otro. • La presencia de un agente emulsificador.

Agentes emulsificadores en el petróleo Los agentes emulsificadores comúnmente encontrados en el petróleo incluyen asfalto, substancias resinosas, ácidos orgánicos solubles en petróleo y otros materiales como hierro, zinc, carbonato de calcio, sílica, sulfato de aluminio y sulfito de hierro. El sulfito de hierro, se encuentra especialmente en muchos petróleos crudos sulfurosos. Las substancias mencionadas se encuentran usualmente en la forma de películas que cubren las gotitas de agua en la interfaz entre aquella y el petróleo. Fases de la emulsión En una emulsión, el líquido que se disuelve en pequeñas gotitas se conoce como la fase dispersa o interna. El líquido que rodea las gotitas se llama fase continua o externa. En una emulsión de petróleo y agua la fase dispersa puede ser cualquiera de loa dos. Según las características del agente emulsificador, aunque en la mayoría de los casos, el agua se forma en pequeñas gotas en el petróleo. Dependiendo de las propiedades de los líquidos , el porcentaje de cada uno, la clase y cantidad del emulsificante, las emulsiones pueden estar muy estables o inestables. Resolución de emulsiones Básicamente, hay dos fuerzas en las emulsión que se oponen constantemente. La tensión superficial del agua permite que las gotitas pequeñas formen gotitas mayores las cuales, cuando se hacen demasiado grandes se someten a la fuerza de gravedad y se asientan. La película de agente emulsificante que rodea el agua tiende a evitar la unión de las gotitas de agua y, aún en el choque de dos gotitas, a quedar entre ellas de manera que no pueda formarse una gota más grande. Para romper una emulsión de petróleo, las propiedades del agente emulsificante deben neutralizarse o destruirse para que las gotitas de agua se unan. Empleo de productos químicos Existen dos teorías:

• Inversor de emulsiones emulsificantes • Emulsificante de expansión

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En la primera teoría, el emulsificante resuelve la emulsión invirtiéndola, es decir convertir la emulsión de agua en petróleo en una emulsión de petróleo en agua. Las dos fases son compensan dando como resultado una separación completa. En esta teoría, el compuesto químico se emplea solo para neutralizar el agente emulsificador. En la segunda teoría, se asume que el producto químico hace quebradiza la película del agente emulsificador que cubre la gotita de agua. Puesto que la película quebradiza tiene un coeficiente de expansión muy baja, la película se rompe y la emulsión se elimina cuando el agua encerrada se expande por el calor. Se propone (en algunos productos que realizan el mismo efecto sin la ayuda del calor) que el producto desemulsificante además de hacer rígida la película, la hace contraerse de manera que se rompa y libere la gota de agua. Empleo de calor Se proponen dos efectos en las emulsiones al aplicarle calor; por una parte se supone que las gotitas que forman la emulsión están en movimiento continuo, debido al “Movimiento Browniano” y el cual aumenta con el calor, que hace chocar las gotitas con mas frecuencia y mayor fuerza. En cuanto la fuerza de colisión es suficientemente grande, la película circundante se rompe y las gotas se juntan. Por otra parte, se sabe que el calor reduce la viscosidad, facilitando una fuerza de colisión mayor y permitiendo que el agua se asiente más rápidamente. Lo más probable es que los dos fenómenos en conjunto, animen la fractura de la emulsión. Estabilidad de las Emulsiones La estabilidad de una emulsión depende de varios factores, estos son:

Agente emulsuficador Viscosidad Porcentaje de agua Edad de la emulsión

El agente emulsificador. Es el factor determinante en la estabilidad de las emulsiones. Sin él la formación de una emulsión estable sería imposible. La viscosidad Un petróleo con alta viscosidad (uno que fluye lentamente) tenderá a retener gotas de agua más grandes que aquel de baja viscosidad. El ejemplo del ascenso de burbujas de aire en una botella de miel, en comparación con el mismo ascenso en agua. En crudos de alta viscosidad, se necesita un tiempo considerablemente mayor para que el agua se asiente.




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El porcentaje de agua. Mientras mayor sea el porcentaje de agua, mayor será la agitación necesaria para emulsificar completamente el agua. En general, los porcentajes más grandes de agua tienden a formar emulsiones menos estables. La edad de la emulsión Si la emulsión se produce en un tanque y no se trata, cierta cantidad de agua se asentará por efecto de la gravedad y la unión de gotas. A menos que la ruptura sea completada por alguna clase de tratamiento, un pequeño porcentaje de agua permanecerá en el petróleo aún después de un asentamiento prolongado. Este pequeño porcentaje tiende a estabilizar la emulsión. Esto explica por que algunas emulsiones resultan más estables y más difíciles de tratar después que ha transcurrido algún tiempo. Esto es, con el transcurso del tiempo, una parte del agua se asienta y el pequeño porcentaje que permanece en el petróleo emulsificado da por resultado esa porción de la producción más difícil de tratar. Como evitar las emulsiones Le experiencia de campo en el tratamiento de las emulsiones, aconseja que para impedir la formación de emulsiones estables, debe: (1) No producir simultáneamente agua y petróleo y (2) evitar la agitación para que no se forma una emulsión estable. Como quiera que es muy difícil eliminar toda el agua del pozo, el problema será principalmente el de evitar la agitación. Veremos como en todos los equipos separadores y tratadores este punto se trata con especial cuidado.




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TEMA IV Tratamiento de deshidratación La deshidratación es el proceso, mediante el cual, se separa el agua emulsionada del crudo. El agua debe ser removida lo antes posible y en instalaciones cercanas a las áreas de producción para ahorrar distancia, tiempo y espacio en el manejo del crudo, lo cual es especialmente crítico en los tanqueros y oleoductos. El exceso de agua en las plantas de deshidratación puede ser causa de problemas operacionales, debido al gran aumento de volumen que sufre el agua al ser evaporada aunado al problema de la corrosión. El tema de la ocurrencia del agua en la producción de petróleo se trató en el curso sobre Perforación de Pozos Petroleros y básicamente se trató el tema, al explicar las entradas de agua a través de los orificios del casing (tubería de revestimiento), su detección por medio del estudio de los registros de producción del pozo, su ubicación por medio de los registros radioactivos y de temperatura y el posterior trabajo de reacondicionamiento para excluir la entrada de agua al pozo y contaminar el petróleo producido. Con pocas excepciones (cuando por ejemplo, la entrada de agua se produce por fallas en la cementación de la tubería de revestimiento), se puede aseverar como conclusión general, que el agua producida con el petróleo, viene de las formaciones más bajas del yacimiento. Entra en la zona de producción a causa de las extracciones de petróleo y gas de la parte superior durante las operaciones normales de producción. En Venezuela, se utilizan, primordialmente, dos tipos de tratamiento para deshidratar los crudos: ✇ Tratamiento químico y reposo (crudos livianos y medianos) ✇ Tratamiento termo-químico en tanques de lavado y equipos electrostáticos acompañado de reposo (crudos pesados y extrapesados). El tratamiento químico, consta de dos etapas: primero se desestabiliza de la emulsión de agua en el crudo (efecto desemulsionante) y luego se separan las fases mecánicamente, mediando un suficiente tiempo de retención (reposo) para que las fases puedan segregarse. La temperatura juega un papel importante en el proceso porque aumenta la frecuencia de choque entre las gotas de agua y permite que las gotas pequeñas de agua, se unan entre sí para formar gotas más grandes, las cuales finalmente caen por gravedad; este fenómeno es conocido como coalescencia. El tratamiento termo-químico se basa en el aumento progresivo de la temperatura, lo cual permite disminuir la viscosidad (esto se logra mediante calentamiento directo del crudo a través de hornos y calentadores) aún cuando en algunas oportunidades también el crudo puede calentarse, mediante el paso por un intercambiador de calor que utiliza un fluido caliente para transmitir su calor al crudo. Se utiliza este procedimiento cuando el fluido caliente esta disponible sin ningún costo. Se combina entonces el calentador con un separador de gas, crudo y agua. Para lograr mayor tiempo de retención (reposo) en este sistema, se utilizan tanques de lavado, los cuales tienen internamente dispositivos mecánicos que permiten mayor recorrido del fluido y aumentan el tiempo para la formación de gotas de agua de mayor tamaño, las cuales caen por gravedad al fondo del tanque.




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En el caso de los equipos electrostáticos, un campo eléctrico acelera la coalescencia y la separación, las cuales ocurren simultáneamente, procediéndose entonces a la recolección de las fases por medio de equipos mecánicos adicionales. Calentadores La aplicación de calor en los separadores es un proceso auxiliar para acelerar la separación, ya que el calor por si solo no hará que se fracture la emulsión. Aunque el calor puede aplicarse a las emulsiones, por medio del vapor que se utiliza para agitar un tanque de petróleo, la aplicación más común de calor se efectúa por calentadores, de los cuales hay una gran variedad. Calentadores directos Por regla general este tipo de calentador se usa para tratar emulsiones no corrosivas y de una presión relativamente baja. La emulsión está en contacto directo con el elemento calentador (fogón) y hay dos tipos de calentadores directos. Estos son:

• Calentadores tipo “Volumen” Verticales La característica principal de este tipo es su alta capacidad de calentamiento. Los líquidos del calentador se ponen en contacto directo con el fogón, dando como resultado que la transferencia de calor sea muy rápida y con relativa eficiencia.




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Funcionamiento Siempre se conecta en serie con un tanque de lavado. Las funciones del calentador son: A) Calentar la emulsión hasta el punto requerido para conseguir la fácil separación del petróleo y el agua. B) Eliminar la mayor parte del gas de la emulsión C) Separar cantidades apreciables de agua libre si se encuentran en los líquidos que se están calentando. Cada calentador está equipado con termostatos Dos si se utilizan dos tuberías de combustión), Estos termostatos están conectados a una válvula de control de gas en el quemador, la cual puede reducir el volumen de combustible al calentador y así reducir la temperatura. Estos termostatos pueden ajustarse a un amplio rango de temperaturas. El gas se acumula en la parte en la parte superior del calentador y se descarga por un elemento colector de vapores. La presión se mantiene en el tanque por medio de una válvula de contrapresión. La válvula de alivio del calentador se ajusta a 50 psi (para los tamaños grandes) o 75 psi (para los calentadores más pequeños). El calentador se equipa con una válvula de descarga mecánica accionada por un flotador. Esta válvula mantiene el nivel predeterminado de los líquidos para evitar que haya pérdida de petróleo. Como elementos de seguridad del sistema, hay un mecanismo que corta el suministro de gas de los quemadores tan pronto como el nivel del líquido en el tanque llega al punto en que los tubos de combustión serían descubiertos mas arriba del nivel del líquido. El otro mecanismo es una válvula piloto, la cual cierra La válvula del motor y la línea de alimentación de gas del quemador.




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Calentadores Horizontales En principio funciona como el calentador vertical, pero tiene ciertas desventajas en comparación con el calentador de volumen. Es más difícil de limpiar y tiene menos capacidad para calentar, dado su tamaño y consumo de combustible. Calentadores Indirectos El calentador indirecto tiene tres partes principales: ① El cuerpo del calentador ② La cámara de combustión (fogón) ③ El conjunto de tubos de flujo




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Funcionamiento La cámara de combustión y el conjunto de tubos de flujo, se construyen integralmente con el cuerpo. El calor de la cámara de combustión se transfiere indirectamente a la emulsión que está calentándose en el conjunto de tubos de flujo por medio de un baño de agua que se forma en el cuerpo del calentador.

Ventajas y desventajas de los dos tipos de calentadores Ventajas (indirectos 1.-El calentador indirecto es menos peligroso que el directo porque el fuego no toca los tubos de flujo. El conjunto de tubos de flujo no está sujeto al calor directo, de manera que la temperatura más alta de cualquier tubo de flujo no puede ser mayor que la temperatura del baño de agua que lo rodea. 2.- Como la temperatura del baño se controla termostáticamente, no hay ningunos lugares calientes en el conjunto de tubos de flujo que produzcan grietas o depósitos de coque en los tubos cuando se calienta el petróleo.




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3.- La temperatura uniforme, relativamente baja del baño de agua también reduce al mínimo los depósitos de sal y la formación de costras. 4.- Las fallas de los tubos son menos frecuentes que con el calentamiento directo, ya que los efectos de deterioro se mantienen a un mínimo. 5.- Pueden calentar un mayor volumen de fluido (hasta 2000 barriles). Desventajas (directos) 1.- Es más difícil de limpiar 2.- Tiene menos capacidad para calentar 3.- Consume más combustible En general, la eficiencia en el funcionamiento de los calentadores y la duración de su servicio depende directamente del cuidado que se le da a su operación y mantenimiento.




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TEMA V Proceso de desalación Algunos crudos tienen alto contenido de sal y requieren procesos de desalación luego de la deshidratación; por tanto, generalmente se añade agua fresca y se somete el crudo a un segundo proceso de deshidratación. La desalación es necesaria para evitar daños a los equipos por la formación de cloruros de sales bivalentes. Estas salen pueden ocasionar obstrucción en los equipos y envenenamiento de los catalizadores en procesos de conversión más complejos. El contenido aceptable de sal varía de acuerdo a los contratos de venta, pero generalmente no debe ser más de (43 a 57 gramos de sal por metro cúbico) para refinerías sencillas. Para las que tienen procesos más complejos y usan catalizadores, las especificaciones son más exigentes y pueden llegar a 2.9 gramos de sal por metro cúbico. Un ejemplo venezolano: el crudo de la segregación Morichal ( Campo Morichal, Edo. Monagas) sobrepasa los 290 gramos de sal por metro cúbico y los contratos de venta estipulan un contenido máximos de sal de 57 gramos de sal por metro cúbico, lo cual hace necesario desalarlo. Sistemas de tratamiento químico Se utilizan para fracturar las emulsiones. En el pasado se usaban productos como ácido clorhídrico, lejía, jabón en polvo y otros cuya utilidad fue hallada al tanteo. Posteriormente, se formaron compañías de reactivos químicos que se dedicaron a investigar y manufacturaron compuestos para fracturar las emulsiones. Los productos se inyectan al pozo directamente a través de dos puntos identificados para tal fin. Deben aplicarse a la emulsión tan pronto se tengan disponibles para su uso y se hace por medio de bombas, las cuales pueden inyectar los productos en el pozo o en las líneas de flujo. La experiencia indica que lo mejor es aplicarlo por goteo (los químicos son más pesados que la emulsión y podrían formar grumos y precipitarse hacia el fondo del tanque y mezclarse con el estrato de agua libre que permanece en el fondo del tanque). Y gravedad ya sea en la parte superior de los tanques de tratamiento o en las líneas de producción a través de un aplicador en la entrada del aforo. Tratamiento químico en el pozo Existe una teoría que dice que una emulsión aumenta en viscosidad de acuerdo con su grado de dispersión. El agua se dispersa en el petróleo por agitación y es lógico que una emulsión más viscosa resultará del aumento de la agitación. Ya que una emulsión viscosa resiste al flujo, algunas veces la práctica en la producción sugiere que la demulsificación se logre mediante la aplicación de compuestos dentro del pozo, de manera que el petróleo pueda producirse más fácilmente. El calor presente en el pozo también tiende a disminuir La viscosidad. Y el tratamiento del pozo tiende a evitar la emulsificación. Las sustancias químicas




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se agregan comúnmente por el espacio anular es decir, entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento (casing). La agitación causada por los estranguladores y las conexiones del cabezal sirven para mezclar los compuestos químicos que se utilizan en el tratamiento. Tratamiento químico en las líneas de flujo El tratamiento en la línea de flujo, al igual que el tratamiento en el fondo del pozo, requiere que el reactivo químico se agregue a la emulsión en el punto donde hay agitación y tiempo adecuados para el tratamiento. El punto más comúnmente usado para la inyección en la tubería de flujo durante el tratamiento es corriente arriba del separador, frecuentemente en el cabezal del pozo. Tratamiento en los tanques (por lote) Es el método más antiguo de tratamiento. Se agrega el compuesto químico a la emulsión la cual se agita soplándola con gas o agitándola manualmente, luego se calienta la emulsión por medio de serpentines de calefacción por vapor y se espera que el agua se asiente, drenándola por el fondo del tanque.




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TEMA VI

El Oleoducto y el tratamiento La industria del oleoducto considera el tratamiento como una necesidad, para evitar sobrecargar sus sistemas y como un método de reducir la depreciación de los mismos. En los oleoductos recae la enorme tarea de la transportación de millones de barriles de petróleo crudo diariamente, desde los campos donde se produce hasta las refinerías donde se transforma en el siempre creciente número de productos acabados. Debido al gran volumen que hay que manejar, el oleoducto debe establecer ciertas especificaciones para que el petróleo sea circulado por sus sistemas. Estas especificaciones varían ligeramente entre las compañías y las localidades, pero usualmente no mas del uno o dos por ciento de materias extrañas pueden estar presentes en el petróleo. Esta parece ser una cantidad muy pequeña para la generalidad de las personas, ( un máximo de solo 20 barriles en un tanque de 10.000 barriles), pero en términos de producción mundial esta cifra ascendería a cerca de 400.000 barriles de agua por día en los oleoductos. Personal de producción y tratamiento El tratamiento del petróleo crudo se considera como un gasto de producción y por eso se debe aceptar llevarlo a cabo en la forma más económica y eficiente. Es decir, el petróleo se debe entregar al oleoducto petróleo limpio al menor costo posible. Durante las primeras etapas de producción en la mayoría e los campos el problema del tratamiento casi no existe, pero en una gran mayoría de estos campos, el problema este llega a ser un problema de mayor importancia antes del agotamiento económico. Es evidente por lo tanto que un programa de tratamiento económico sea una parte importante par optimizar el rendimiento de un yacimiento. Es muy importante, al planificar la instalación de equipos de tratamiento, se piense en la futura producción de los pozos, ya que la invasión de agua en ellos, puede hacer inoperante una planta de poca capacidad. Corresponde al personal de producción familiarizarse con las capacidades y características de operación de los varios tipos de tratamiento disponibles. También debe tomarse en cuenta loa posibles desarrollos futuros en la ubicación donde las facilidades han de ser instaladas, de manera que la instalación inicial sea adecuada para la resolución de los problemas crecientes de emulsionar mientras pasa el tiempo. Es la responsabilidad del encargado de producción hacer lasa recomendaciones para el tratamiento eficiente del petróleo desde el punto de vista del equipo y velar por que las operaciones de tratamiento se ejecuten eficientemente.




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Las empresas petroleras de petróleo dependen en un alto grado del personal de campo para efectuar las operaciones de tratamiento. De esto se puede colegir que el personal de producción debe comprender el manejo del equipo de tratamiento y llevar a cabo la tarea con la máxima eficiencia y al menor costo, en conformidad con el tratamiento adecuado. Registros y la importancia de su exactitud. Una responsabilidad adicional es la de llevar los registros completos de todas las operaciones de tratamiento de manera que los costos de tales operaciones puedan ser computados, se pueda llevar una estadística de la eficiencia del tratamiento y se pueda lavar al día un banco de datos sobre las experiencias operacionales de los diversos tipos de tratamiento ejecutados, su rendimiento y su eficiencia para la toma de decisiones a la hora de comprar equipos adicionales. La conservación del equipo de tratamiento Los factores que condicionan el abandono prematuro de un equipo de tratamiento son los siguientes: ① Corrosión excesiva ② Daños de los calentadores (uso impropio) ③ Daños a otros equipos




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TEMA VII

Tratadores de líneas de flujo El tratador de la línea de flujo es una pieza del equipo de tratamiento que combina el calor, los compuestos químicos y el tiempo para la decantación del agua y la purificación del crudo. Con este equipo unificado, pueden eliminarse el calentador, el deshidratador, el tanque de lavado y muchas veces el separador de petróleo y gas. Elementos que componen el tratador de líneas de flujo:

• Separador de petróleo y gas • Deshidratador de agua libre • Calentador • Lavador de agua • Sección de filtrado • Sección estabilizadora • Sección decantadora • Intercambiador de calor

Estos tratadores de las líneas de flujo, generalmente se construyen dé manera que el fluido del pozo entre al recipiente cerca de la parte superior donde el gas se separa. La emulsión desciende hasta cerca del fondo de la unidad y luego asciende a través de un lavador de agua. Aquí se calienta por medio de un tubo calentador. Una vez que la emulsión sale del lavado de agua caliente, asciende y penetra en el espacio de sedimentación donde el agua se decanta del petróleo y cae nuevamente en el agua de lavado. El petróleo limpio sube y pasa por la descarga, usualmente a través de un permutado térmico hasta el almacenaje, a medida que el agua pasa por la salida hacia el sistema de eliminación de agua. Operación de los tratadores Los tratAdores de línea de flujo, al igual que cualquiera otra clase de equipo, deben operarse a la temperatura mínima del tratamiento correcto. Esto reduce el excesivo desgaste del elemento calentador, que es la parte del tratador con más posibilidades de falla. La sección de calefacción debe recibir la misma clase de inspección y mantenimiento de los calentadores directos. Cuando un sistema de tratamiento no está funcionando correctamente, presenta los siguientes síntomas: a) Presencia de emulsión en los tanques de almacenaje (filtro deficiente) b) Desagüe de agua libre en los tanques de almacenaje (tapada la boca de salida) c) Petróleo que se pierde en el sistema de desperdicio (válvula atascada)




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Sistema de tratamiento de emulsión de flujo descendente Básicamente, este sistema efectúa la fractura de las emulsiones del petróleo crudo por etapas. La primera etapa es el calentador y la segunda etapa es el filtro. Primera etapa Las funciones que se realizan en esta etapa son; 1.- Calentar el fluido del pozo a la temperatura necesaria para la desemulsificación 2.- Separar y eliminar todo el gas disuelto en el fluido del pozo. 3.- Proporcionar una mejor separación del agua libre 4.- Tratar el fluido del pozo de manera que la formación de costras y la corrosión en el fogón se reduzca al mínimo. Segunda etapa En el filtro se efectúa la separación del petróleo limpio y el agua. Lechos de filtración El fluido caliente que proviene de la sección del calentador, entra en la sección de filtración, el agua libre cae inmediatamente al fondo del tanque. Solo las gotitas de agua acarreadas quedan en el petróleo. El propósito de los lechos de filtración es el de juntar estas pequeñas gotitas de agua para que se formen gotas más grandes, que debido a su peso, caigan al fondo del tanque. El medio usado para la filtración es viruta de pino o de cedro en empaquetadura bién apretada. Resolución de problemas en la sección de filtrado La sección filtradora del sistema de flujo hacia abajo cumplirá su función si la emulsión que recibe ha sido tratada adecuadamente en el calentador. Al tratar crudos de baja gravedad, se acostumbra usar compuestos químicos además de calor para rompimiento adecuado de la emulsión. En el sistema de flujo hacia abajo, las pruebas y la resolución del problema pueden hacerse con relativa facilidad. Esto quiere decir que se puede descubrir la dificultad a través de toda la operación de tratamiento. Debe tomarse muy en cuenta, un flotador estratégicamente ubicado en la interfaz petróleo agua. Este flotador sube a medida que el agua se acumula en el tanque, accionando el piloto, que a su vez opera el diafragma de la válvula motriz. De esta manera se descarga agua hasta que el nivel adecuado queda establecido. Cuando el filtro está en operación y se ha establecido la interfaz petróleo-agua y el tanque esta lleno de fluido suministrado por la válvula de petróleo en la sección de descarga de petróleo, deberá comprobarse si el piloto del regulador del nivel de líquido abre y cierra completamente. Cumplidas esas operaciones de vigilancia y control del flotador, el piloto y las válvulas de salida, la sección de filtrado no debería presentar problemas.




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TEMA VIII

Medición y Fiscalización

La medida de los fluidos se inicia en las estaciones de flujo, en donde los pozos son probados periódicamente utilizando separadores de prueba para cuantificar las tasas de flujo de las fases líquida y gaseosa. Adicionalmente se toman muestras de los fluidos para determinar los porcentajes de agua y sedimentos, los cuales se restan de los volúmenes totales para determinar tanto el crudo neto como el agua que produce el pozo.

La información se recopila y es almacenada adecuadamente en programas computarizados, especialmente diseñados, para que sean accesibles desde los terminales de computación instalados en las áreas de operaciones y en las oficinas centrales.

En las instalaciones en tierra, la medición de los pozos se realiza luego de la separación gas-líquido, bien sea por medición directa en los tanques de prueba o mediante el uso de medidores de flujo. En las operaciones del lago de Maracaibo la práctica utilizada para medir los líquidos producidos por los pozos es a través de los separadores-medidores de prueba.

El gas separado en los equipos de prueba de producción general también es medido en la estación de flujo antes de ser enviado a los sistemas de compresión de gas, para su posterior uso en levantamiento artificial por gas, inyección en yacimientos sometidos a extracción adicional de crudos, combustible y otros usos.

En las estaciones principales o patios de tanques se efectúa el proceso de deshidratación y fiscalización del crudo producido, el cual una vez tratado, es aforado por el operador para constatar si está dentro de las especificaciones de venta para luego enviarlo a los terminales de embarque y/o refinerías.

Actualmente el MEM en conjunto con PDVSA implantó un Plan Nacional de Control Automático y Medición en todos los patios de tanques y refinerías donde se fiscalizan crudos. El MEM a través de su personal, actúa en las estaciones principales y los terminales de embarque tanto en tierra como en los tanqueros que reciben el crudo para verificar que cada barril de crudo que es vendido por la industrial es debidamente fiscalizado y contabilizado.




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Sistemas de aguas efluentes

El agua separada del petróleo por los procesos de deshidratación contiene cantidades apreciables de crudo emulsionado que es necesario separar antes de utilizar o desechar dicha agua. Para ello existen estaciones de separación y decantación, donde se inicia el proceso de clarificación para disponer posteriormente de estas aguas, las cuales pueden ser inyectadas en los yacimientos para no contaminar el ambiente o con propósitos de aumentar la extracción adicional de crudo o simplemente son arrojados directamente a lagos, lagunas, ríos etc. El agua desechada o arrojada debe cumplir con los requisitos exigidos por el MARNR.

La Ley Penal del ambiente establece que el contenido de hidrocarburos en el agua debe estar entre 10 y 15 ppm como máximo antes de ser arrojada al ambiente.

El proceso mediante el cual se separa el petróleo emulsionado de esta agua se conoce como clarificación y consta de dos etapas:

Primera etapa: consiste en el tratamiento de la emulsión con productos químicos

Segunda etapa: consiste en la separación mecánica

Con los productos químicos se logra, que las partículas de petróleo presentes en forma de emulsión, se aglomeren y suban a la superficie para luego separarlas del agua por medios mecánicos.

La etapa mecánica se lleva a cabo mediante dispositivos de diferentes diseños que facilitan y aceleran el ascenso del petróleo a la superficie para permitir su recolección.




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TEMA IX

Mantenimiento y Servicio

La industria utiliza principalmente tres tipos de mantenimiento, estos son: Mantenimiento Preventivo (se aplica realizando actividades programadas de mantenimiento), Mantenimiento Correctivo (consiste en realizar reparaciones planificadas de acuerdo a las prioridades, exceptuando las emergencias, las cuales se atienden de inmediato y Mantenimiento Predictivo ( Está basado en una serie de análisis hechos con instrumentos muy novedosos por personal especializado para determinar la condición real de funcionamiento del equipo y recomendar las acciones para que opere en condiciones óptimas.

Las responsabilidades de la Organización de Mantenimiento y Servicios de PDVSA tiene como responsabilidades:

❏ Asegurar la capacidad operacional de las instalaciones y equipos, mediante altos índices de disponibilidad y servicio para que el proceso productivo no se vea interrumpido por fallas.

❏ Preservar el valor de las instalaciones y equipos, minimizando el desgaste y deterioro a través de programas de mantenimiento preventivo.

❏ Garantizar la seguridad de las instalaciones y del personal, proteger el ambiente y preservar la imagen de la empresa.

Todas las actividades antes mencionadas deben realizarse al menor costo posible. Para desarrollar las labores de mantenimiento de las instalaciones y equipos, la Industria utiliza aproximadamente, el 30% de su personal, es decir aproximadamente 14.000 personas de todas las especialidades técnicas, operacionales y administrativas.



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