universidad tecnolÓgica...
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I
II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
TEMA: “ANÁLISIS DE SEPARADORES TRIFÁSICOS DE PRODUCCIÓN
MEDIANTE EL PROGRAMA HYSYS EN LA ESTACIÓN PICHINCHA CAMPO
LIBERTADOR PERTENECIENTE A PETROPRODUCCIÓN.”
TESIS DE GRADO
Previa la obtención del título de Tecnólogo de Petróleos
AUTOR: Wilson S. Llerena M.
DIRECTOR: Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc
Quito DM, 2011
III
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.
Wilson S. Llerena M.
C.I. 1803629805
Autor
IV
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR DE TESIS
Quito, 16 de Febrero del 2011
Sr. Ing. MBA. MSc.
Jorge Viteri Moya
DECANO
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
Presente
De mi consideración:
Me permito informarle que la tesis: “ANÁLISIS DE SEPARADORES TRIFÁSICOS
DE PRODUCCIÓN MEDIANTE EL PROGRAMA HYSYS EN LA ESTACIÓN
PICHINCHA CAMPO LIBERTADOR PERTENECIENTE A
PETROPRODUCCIÓN”, realizada por el Señor WILSON SANTIAGO LLERENA
MORALES , previa a la obtención del título de TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS,
ha sido concluida bajo mi dirección y tutoría, por lo tanto muy comedidamente solicito
a su autoridad el trámite subsiguiente.
Por la atención a la presente, le anticipo mi agradecimiento.
Atentamente,
Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc
DIRECTOR DE TESIS
V
CERTIFICACIÓN DE LA EMPRESA
VI
DEDICATORIA
Este trabajo está dedicado a mis padres en especial a mi madre GLORIA MORALES,
por ser el pilar fundamental de mi vida, quienes me han instruido la sabiduría para hacer
realidad mis ideales de superación profesional, como también la fuerza necesaria para
seguir adelante en todo momento y por saber guiarme por el camino correcto.
Wilson S. Llerena M.
VII
AGRADECIMIENTO
Principalmente a Dios que me ha bendecido con mi familia, la salud y por darme la
oportunidad de cumplir mis sueños y culminar una etapa más de mi vida.
A mis Padres y mi novia por ser siempre el apoyo y la inspiración de seguir adelante.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial que me brindo la oportunidad de educarme y
adquirir mis conocimientos para alcanzar mis objetivos de ser un profesional de bien.
Mi agradecimiento al Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería, Ing. Jorge
Viteri Moya, por la atención y ayuda que me brindó en el transcurso de mis estudios en
esta prestigiosa Universidad. A mis profesores de toda la carrera de Tecnología de
Petróleos, que compartieron todos sus conocimientos con nosotros los alumnos y nos
brindaron una buena formación.
Un agradecimiento muy especial al Ing. Fausto Ramos, quien ha dirigido mi trabajo de
tesis de manera muy objetiva, clara y transparente, brindándome sus conocimientos y
consejos que han sido de infinita ayuda para lograr este objetivo primordial de mi vida.
Un agradecimiento muy especial al Ing. Patricio Llerena que al finalizar este trabajo, no
puedo olvidar agradecer, sin quien no hubiese sido posible concretarlo.
A todos mil gracias.
VIII
ÍNDICE DE CONTENIDOS
CARÁTULA .................................................................................................................... II
DECLARACIÓN ............................................................................................................ III
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR DE TESIS .......................................................... IV
CERTIFICACIÓN DE LA EMPRESA ........................................................................... V
DEDICATORIA ............................................................................................................. VI
AGRADECIMIENTO .................................................................................................. VII
ÍNDICE DE CONTENIDOS ....................................................................................... VIII
ÍNDICE GENERAL........................................................................................................ IX
ÍNDICE DE ECUACIONES ........................................................................................ XV
ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. XVIII
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................ XIX
ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................................. XXI
RESUMEN ................................................................................................................. XXII
SUMMARY ............................................................................................................... XXV
IX
ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO I ................................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 1
1.1 OBJETIVOS ............................................................................................................ 2
1.1.1 OBJETIVO GENERAL ................................................................................... 2
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................... 2
1.2 JUSTIFICACIÓN .................................................................................................... 3
1.3 IDEA A DEFENDER .............................................................................................. 4
1.4 VARIABLES .......................................................................................................... 4
1.4.1 INDEPENDIENTE .......................................................................................... 4
1.4.2 DEPENDIENTES ............................................................................................ 4
1.4.3 INTERVINIENTES ......................................................................................... 4
1.5 METODOLOGÍA ................................................................................................... 5
1.5.1 TIPO Y DISEÑO DEL TRABAJO................................................................. 5
1.5.2 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN ................................................................ 5
1.5.2.1 MÉTODO GENERAL .............................................................................. 5
1.5.2.2 MÉTODO ESPECÍFICO .......................................................................... 5
1.5.2.3 MODALIDAD .......................................................................................... 6
1.5.2.4 OBTENCIÓN DE LA INFORMACIÓN .................................................. 6
1.5.2.5 INSTRUMENTOS .................................................................................... 6
1.6 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN ....................................................................... 6
1.6.1 REVISIÓN DE LITERATURA ....................................................................... 6
1.6.2 INTERNET ...................................................................................................... 7
X
CAPÍTULO II ................................................................................................................. 8
2. MARCO TEÓRICO ................................................................................................... 8
2.1 SOFTWARE HYSYS HYPROTECH® VERSIÓN 2006 ....................................... 8
2.1.1 SIMULACIÓN DE PROCESOS DEL SOFTWARE HYSYS ........................ 9
2.2 CÁLCULO DE BALANCE DE FASES ............................................................... 11
2.2.1 CARACTERIZACIÓN DEL FLUJO DE PRODUCCIÓN ........................... 16
2.2.1.1 PESO MOLECULAR DEL GAS ........................................................... 17
2.2.1.2 TASA DE FLUJO DE GAS .................................................................... 19
2.2.1.3 PESO MOLECULAR DEL LÍQUIDO ................................................... 20
2.2.1.4 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL LÍQUIDO ........................................ 21
2.2.1.5 TASA DE FLUJO DEL LÍQUIDO......................................................... 22
2.3 SEPARADORES DE FLUIDOS EN UN CENTRO DE FACILIDADES DE
PRODUCCIÓN ........................................................................................................... 23
2.3.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 23
2.3.2 SEPARACIÓN DE LOS FLUIDOS .............................................................. 24
2.3.2.1 PRESIÓN DE SEPARACIÓN INICIAL ................................................ 24
2.3.2.2 SEPARACIÓN POR ETAPAS ............................................................... 27
2.3.2.3. PRESIONES DE OPERACIÓN DEL SEPARADOR ........................... 28
2.4 TIPOS DE SEPARADORES ................................................................................ 30
2.4.1 SEPARADORES BIFÁSICOS: PETRÓLEO Y GAS .................................. 30
2.4.1.1 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DE SEPARACION. ................... 31
2.4.1.1.1. Separadores Horizontales ................................................................ 31
2.4.1.1.2 Separadores Verticales ..................................................................... 33
2.4.1.1.3 Separadores Esféricos ...................................................................... 33
XI
2.4.1.2 COMPONENTES INTERNOS DEL SEPARADOR ............................. 35
2.4.1.2.1 Desviadores de Flujo de Entrada ..................................................... 35
2.4.1.2.2 Rompe Olas ...................................................................................... 36
2.4.1.2.3 Placas Antiespuma ........................................................................... 37
2.4.1.2.4 Interruptor de Vortices ..................................................................... 37
2.4.1.2.5 Extractor de Neblina ........................................................................ 38
2.4.1.3 TEORÍA SOBRE SEPARACION DE FLUIDOS DEL PETROLEO .... 40
2.4.1.3.1 Velocidad De Asentamiento ............................................................ 40
2.4.1.3.2 Tamaño de la Gota ........................................................................... 44
2.4.1.3.3 Tiempo de Residencia o Retención .................................................. 45
2.4.1.4 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES
............................................................................................................................. 45
2.4.1.4.1 Capacidad del Gas ............................................................................ 46
2.4.1.4.2 Capacidad del Líquido ..................................................................... 48
2.4.1.4.3 Longitud de Costura a Costura y Relación de Esbeltez ................... 48
2.4.1.5 PROCEDIMIENTO PARA DISEÑAR SEPARADORES
HORIZONTALES .............................................................................................. 50
2.4.2 SEPARADORES TRIFÁSICOS: PETRÓLEO, GAS Y AGUA .................. 50
2.4.2.1 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS ...................................................... 52
2.4.2.1.1 Separadores Horizontales ................................................................. 52
2.4.2.1.2 Separadores Verticales ..................................................................... 59
2.4.2.1.3 Selección de un Separador Horizontal o Vertical ............................ 60
2.4.2.2 COMPONENTES INTERNOS DEL SEPARADOR ............................. 61
2.4.2.2.1 Placas de Coalescencia ..................................................................... 61
XII
2.4.2.2.2 Boquillas Desarenadoras y Drenajes ................................................ 61
2.4.3 PROBLEMAS OPERATIVOS POTENCIALES .......................................... 64
2.4.3.1 PARAFINAS .......................................................................................... 64
2.4.3.2 CRUDOS ESPUMANTES ..................................................................... 64
2.4.3.3 ARENA ................................................................................................... 67
2.4.3.4 EMULSIONES ....................................................................................... 68
2.4.3.5 DERRAMES DE LÍQUIDOS Y ESCAPES DE GAS ........................... 68
2.4.4 TEORÍA ......................................................................................................... 69
2.4.4.1 SEPARACIÓN DE GAS ........................................................................ 69
2.4.4.2 ASENTAMIENTO PETRÓLEO-AGUA ............................................... 69
2.4.4.3 TAMAÑO DE LA GOTA DE AGUA EN EL PETRÓLEO .................. 69
2.4.4.4 TAMAÑO DE LA GOTA DE PETRÓLEO EN EL AGUA .................. 70
2.4.4.5 TIEMPO DE RESIDENCIA ................................................................... 70
2.4.5 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES DE TRES FASES .... 71
2.4.5.1 SEPARADORES HORIZONTALES ..................................................... 72
2.4.5.1.1 Capacidad del Gas ............................................................................ 72
2.4.5.1.2 Tiempo de Residencia ...................................................................... 73
2.4.5.1.3 Ecuación de Asentamiento ............................................................... 73
2.4.5.1.4 Longitud Costura a Costura y Relación de Esbeltez ........................ 76
2.4.6. PROCEDIMIENTO PARA DIMENSIONAR SEPARADORES
HORIZONTALES DE TRES FASES .................................................................... 77
2.4.7 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO) PARA
LA ESTACION PICHINCHA ................................................................................ 78
XIII
CAPÍTULO III .............................................................................................................. 88
3.1 ANTECEDENTES HISTÓRICOS DEL CAMPO LIBERTADOR ...................... 88
3.2 RESERVAS PROBADAS .................................................................................... 91
3.3 DESCRIPCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ............................................. 91
3.3.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ............. 91
3.3.2 PRODUCCIÓN ACTUAL DE LA ESTACIÓN PICHINCHA: ................... 93
3.4 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ............ 93
3.4.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO ACTUAL DE DESHIDRATACIÓN DEL
CRUDO EN LA ESTACIÓN PICHINCHA........................................................... 96
3.4.2 ANTECEDENTES DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ................................ 97
3.5 SEPARADORES TRIFÁSICOS: AGUA, PETRÓLEO Y GAS (FWKO) ........... 98
3.5.1 FUNCIONAMIENTO FREE WATER KNOCKOUT (FWKO) ................... 99
3.5.2 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE PETROPRODUCCIÓN PARA EL
DISEÑO DEL SEPARADOR TRIFASICO DE PRODUCCIÓN ....................... 100
3.5.3 EFICIENCIA DE LOS SEPARADORES ................................................... 103
3.5.4 CARACTERIZACIÓN DE LOS FLUIDOS ............................................... 103
3.5.4.1 AGUA DE FORMACIÓN .................................................................... 103
3.5.4.2 GAS ....................................................................................................... 105
3.5.4.3 PETRÓLEO .......................................................................................... 106
CAPÍTULO IV ............................................................................................................ 108
4.1 CARACTERÍSTICAS DEL SOFTWARE HYSYS 2006 ................................... 108
4.2 SIMULACIÓN DEL SEPARADOR TRIFÁSICO DE PRODUCCIÓN DE LA
ESTACIÓN PICHINCHA ........................................................................................ 109
XIV
4.2.1. Simulación Hysys Separador Bifásico ........................................................ 115
4.2.2 Simulación Hysys Separador Trifásico ........................................................ 117
4.2.3 Cálculo de la Eficiencia del Equipo ............................................................. 123
4.3 DESCRIPCIÓN DE LA PROPUESTA DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN
PARA LA ESTACIÓN PICHINCHA ....................................................................... 125
CAPÍTULO V .............................................................................................................. 126
5.1 CONCLUSIONES .............................................................................................. 126
5.2 RECOMENDACIONES ..................................................................................... 128
GLOSARIO DE TÉRMINOS .................................................................................... 129
BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................... 133
ANEXOS ...................................................................................................................... 134
XV
ÍNDICE DE ECUACIONES
ECUACIÓN Nº 2.1 CÁLCULO DE LA CONSTANTE “K” PARA BALANCE DE
FASES ............................................................................................................................. 11
ECUACIÓN Nº 2.2 CÁLCULO DE MOLES EN FASE VAPOR ................................ 13
ECUACIÓN Nº 2.3 CÁLCULO DE MOLES EN FASE LÌQUIDO ............................. 13
ECUACIÓN Nº 2.4 OBTENCIÓN DEL VALOR DE L CON UNA RELACIÓN V/L
ASUMIDA ...................................................................................................................... 14
ECUACIÓN Nº 2.5 CÁLCULO DEL PESO MOLECULAR DEL GAS ...................... 17
ECUACIÓN Nº 2.6 DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL
GAS ................................................................................................................................. 18
ECUACIÓN Nº 2.7 CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL GAS (MOLES/DÍA)
......................................................................................................................................... 19
ECUACIÓN Nº 2.8 CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL GAS (MMPCS/DÍA)
......................................................................................................................................... 19
ECUACIÓN Nº 2.9 CÁLCULO DEL PESO MOLECULAR DEL LÍQUIDO ............. 20
ECUACIÓN Nº 2.10 CÁLCULO DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL LÍQUIDO
......................................................................................................................................... 22
ECUACIÓN Nº 2.11 CÁLCULO DE LA GRAVEDAD API ....................................... 22
ECUACIÓN Nº 2.12 CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL LÍQUIDO
(MOLES/DÍA) ................................................................................................................ 23
ECUACIÓN Nº 2.13 CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL LÍQUIDO
(BLS/DÍA) ...................................................................................................................... 23
XVI
ECUACIÓN Nº 2.14 CÁLCULO DE LA FUERZA DE ARRASTRE; LEY DE
STOKES .......................................................................................................................... 41
ECUACIÓN Nº 2.15 CÁLCULO DEL COEFICIENTE DE ARRASTRE ................... 41
ECUACIÓN Nº 2.16 CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO DE
LAS GOTAS ................................................................................................................... 42
ECUACIÓN Nº 2.17 CÁLCULO DEL COEFICIENTE DE ARRASTRE SIN
RÉGIMEN LAMINAR ................................................................................................... 42
ECUACIÓN Nº 2.18 CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO DE
LAS GOTAS SIN RÉGIMEN LAMINAR .................................................................... 43
ECUACIÓN Nº 2.19 CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL GAS EN
SEPARADORES HORIZONTALES BIFÁSICOS ....................................................... 46
ECUACIÓN Nº 2.20 CÁLCULO DE LA CONSTANTE “K” PARA CAPACIDAD
DEL GAS ........................................................................................................................ 46
ECUACIÓN Nº 2.21 CÁLCULO DE “K” PARA INTERPOLACION GRÁFICA ..... 48
ECUACIÓN Nº 2.22 CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL LÍQUIDO .................... 48
ECUACIÓN Nº 2.23 CÁLCULO DE LA LONGITUD DE COSTURA A COSTURA Y
RELACION DE ESBELTEZ PARA LÍQUIDO Y PARA GAS .................................... 49
ECUACIÓN Nº 2.24 DETERMINACIÓN DE LA DIFERENCIA DE ALTURA DEL
VERTEDERO DE PETRÓLEO Y EL VERTEDERO DE AGUA. ............................... 58
ECUACIÓN Nº 2.25 CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL GAS EN
SEPARADORES TRIFÁSICOS .................................................................................... 72
ECUACIÓN Nº 2.26 DETERMINACIÓN DE DIAMETROS Y LONGITUDES PARA
SEPARADORES A PARTIR DEL TIEMPO DE RESIDENCIA ................................. 73
ECUACIÓN Nº 2.27 CÁLCULO DEL ESPESOR DE LA CAPA DE PETRÓLEO .... 74
XVII
ECUACIÓN Nº 2.28 CÁLCULO DEL ESPESOR MÁXIMO DE LA CAPA DE
PETRÓLEO PARA 500 MICRAS ................................................................................. 74
ECUACIÓN Nº 2.29 CÁLCULO DE LA FRACCIÓN DEL ÁREA DE LA SECCIÓN
TRANSVERSAL OCUPADA POR LA FASE AGUA ................................................. 75
ECUACIÓN Nº 2.30 DETERMINACIÓN DEL DÍAMETRO MÁXIMO, PARA LA
SEPARACIÓN DE GOTAS DE AGUA DE HASTA 500 MICRAS ............................ 75
ECUACIÓN Nº 4.1 EFICIENCIA ................................................................................ 123
XVIII
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 2.1 EJEMPLO DE CÁLCULO DE BALANCE DE FASES ........................... 15
TABLA 2.2 CARACTERIZACIÓN DEL FLUJO DEL GAS ....................................... 17
TABLA 2.3 CARACTERIZACIÓN DEL FLUJO DEL LÍQUIDO .............................. 21
TABLA 2.4 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO)
PICHINCHA ................................................................................................................... 80
TABLA 2.5 CAPACIDAD DEL SEPARADOR ........................................................... 83
TABLA 2.6 CAPACIDAD DEL SEPARADOR ........................................................... 84
TABLA 2.7 CAPACIDAD DEL SEPARADOR ........................................................... 84
TABLA 2.8 CAPACIDAD DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO) PICHINCHA 85
TABLA 2.9 OPCIONES DE DIÁMETRO Y LONGITUD PARA EL SEPARADOR
TRIFÁSICO (FWKO) PICHINCHA .............................................................................. 87
TABLA 3.1 RESERVAS DEL CAMPO LIBERTADOR .............................................. 91
TABLA 3.2 PRODUCCION PROMEDIA PARA EL MES DE ENERO 2011 ............ 93
TABLA 3.3 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CAMPO LIBERTADOR ............... 94
TABLA 3.4 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL SEPARADOR ....................... 100
TABLA 3.5 DIMENSIONES DE LOS SEPARADORES DE PRODUCCIÓN EN LA
ESTACIÓN PICHINCHA (actual) ............................................................................... 102
TABLA 3.6 ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN ........... 104
TABLA 3.7 RESUMEN CROMATOGRAFÍA ........................................................... 105
TABLA 3.8 CARACTERIZACIÓN CRUDO DESHIDRATADO EN LA ESTACIÓN
PICHINCHA ................................................................................................................. 106
TABLA 4.1 TABLA COMPARATIVA DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO)
PARA LA ESTACIÓN PICHINCHA .......................................................................... 122
XIX
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 2.1 INTERPOLACIÓN GRÁFICA PARA DETERMINAR ......................... 16
EL BALANCE DE FASES ............................................................................................. 16
FIGURA 2.2 EFECTO DE LA PRESIÓN DEL SEPARADOR EN LA
RECUPERACIÓN DE LÍQUIDO EN EL TANQUE DE ALMACENAMIENTO ....... 26
FIGURA 2.3 SEPARACIÓN POR ETAPAS ................................................................. 28
FIGURA 2.4 ESQUEMA DE UN SEPARADOR HORIZONTAL BIFÁSICO ............ 32
FIGURA 2.5 ESQUEMA DE UN SEPARADOR VERTICAL ..................................... 34
FIGURA 2.6 SEPARADOR ESFÉRICO TÍPICO ......................................................... 35
FIGURA 2.7 DESVIADORES DE FLUJO DE ENTRADA ......................................... 36
FIGURA 2.8 PLACAS ANTIESPUMA ......................................................................... 37
FIGURA 2.9 INTERRUPTOR DE VORTICES ............................................................ 38
FIGURA 2.10 EXTRACTORES DE NEBLINA TÍPICOS EN EL EQUIPO ............... 40
FIGURA 2.11 DETERMINACIÓN DE LA CONSTANTE K ...................................... 47
FIGURA 2.12 VARIACIÓN DE LA ALTURA DE LA CAPA DE AGUA CON EL
TIEMPO EN LA SEPARACIÓN GRAVITACIONAL ................................................. 51
FIGURA 2.13 ESQUEMA DE UN SEPARADOR HORIZONTAL DE TRES FASES
(FWKO.) ......................................................................................................................... 54
FIGURA 2.14 DISEÑO ALTERNATIVO DE VERTEDERO Y COMPARTIMIENTO
DE PETRÓLEO .............................................................................................................. 56
FIGURA 2.15 ESQUEMA PARA DETERMINAR LA ALTURA DE LA CAPA DE
PETRÓLEO. ................................................................................................................... 57
FIGURA 2.16 SEPARADOR VERTICAL TRIFÁSICO ............................................... 60
XX
FIGURA 2.17 ESQUEMA INTERNO DE UN SEPARADOR HORIZONTAL
TRIFÁSICO FWKO ....................................................................................................... 63
FIGURA 2.18 DETERMINACIÓN DEL COEFICIENTE Β PARA UN ...................... 76
CILINDRO LLENO HASTA LA MITAD CON LÍQUIDO .......................................... 76
FIGURA 2.19 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO)
PARA LA ESTACION PICHINCHA ............................................................................ 86
FIGURA 3.1 MAPA DE LA UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA ESTACIÓN
PICHINCHA ................................................................................................................... 92
FIGURA 3.2 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ACTUALES DE LA ESTACIÓN
PICHINCHA ................................................................................................................... 95
FIGURA 3.3 SEPARADOR TRIFÁSICO (FW10) DE PRODUCCIÓN PICHINCHA
....................................................................................................................................... 101
FIGURA 4.1PROPUESTA DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN PARA LA
ESTACIÓN PICHINCHA ............................................................................................ 124
XXI
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO 1. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD “Z” O FACTOR DE DESVIACIÓN
PARA GASES NATURALES ...................................................................................... 135
ANEXO 2. VISTA SUPERIOR DEL CAMPO LIBERTADOR ................................. 136
ANEXO 3. POTENCIAL DE PRODUCCIÓN ESTACIÓN PICHINCHA ENERO 2011
....................................................................................................................................... 137
ANEXO 4. DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO DE
PRODUCCIÓN ESTACIÓN PICHINCHA. ................................................................ 138
XXII
RESUMEN
La producción de petróleo en los campos del Distrito Amazónico, implica que se
produzca conjuntamente con petróleo crudo, agua de formación y gas natural asociado
al crudo. Por lo tanto es necesario someter al crudo a procesos de deshidratación y
desgasificación que son llevados a cabo por equipos separadores en las estaciones de
producción, los cuales realizan la separación de las fases del fluido (petróleo, gas y
agua) proveniente de los pozos productores.
Al final de este proceso se podrá lograr llevar al petróleo dentro de los parámetros
necesarios para su transporte y/o comercialización.
El objetivo de las facilidades de producción es realizar este proceso de deshidratación
del crudo mediante el uso de equipos separadores que permitan realizar las operaciones
de manera técnica, segura y satisfactoria, y una vez obtenido un petróleo con menos del
1% de BSW bombearlo por el oleoducto.
Este trabajo de investigación comprende cinco capítulos que abarcan temas sobre las
características, diseños, operación, dimensionamiento y simulación de los equipos
separadores de petróleo, así esta información nos ayudara a determinar la importancia
del buen funcionamiento de estos equipos dentro de una estación de producción en el
proceso de tratamiento del crudo y particularmente en la estación de producción
Pichincha del Campo Libertador.
XXIII
El primer capítulo trata los planteamientos de objetivos tanto generales como
específicos, la justificación de la investigación, idea a defender, las variables que se
consideraron, así como los métodos y técnicas que se aplicaron para el desarrollo de la
investigación.
El segundo capítulo comprende conceptos básicos del cálculo de balance de fases para
determinar el equilibrio de las mismas dentro de un fluido. Además se profundiza en
cuanto a información sobre separadores, sus configuraciones, elementos internos y
posibles problemas operativos, estableciendo pautas para ayudar a escoger una u otra
configuración de acuerdo con las necesidades, requerimientos y limitaciones que se
presenten. Adicionalmente se presenta en este capítulo, el proceso de dimensionamiento
del separador de producción trifásico de la Estación Pichincha mediante el método de
Arnold y Stewart,
Es materia del tercer capítulo la presentación de antecedentes históricos del Campo
Libertador, así como también el de sus características principales y distintivas, de esta
manera se encuentra información específica sobre el campo como es; el tipo de crudo,
sus características y su estación de producción, permitiendo dilucidar en qué
condiciones están funcionando los separadores y su posición en el proceso.
El cuarto capítulo está dedicado a la simulación del proceso de separación por medio del
programa HYSYS de acuerdo con la información previa que es utilizada en los cálculos
de este proceso. Es necesario aclarar que existe un separador de 20 000 BFD.
XXIV
Finalmente el quinto capítulo contiene las conclusiones y recomendaciones que dejó
este trabajo de investigación, formuladas conforme a todo lo observado en cuanto a la
información de campo, al dimensionamiento y a la simulación realizada.
XXV
SUMMARY
Oil production in the Amazon district fields implies that jointly with crude oil, also
produce formation water and natural gas associated to the oil. Therefore it is necessary
to submit the crude oil to the processes of dehydration and gas removal.
These processes are carried out for the separate equipments at the production stations,
these equipments carry out the separation of fluid phases (oil, gas and water) that
coming from the wells in production.
At the end of this process, the oil will be into the necessary parameters for it
transportation or commercialization.
The main objective to the production facilities is to make this process of oil dehydration
through the use of the separators equipment that allows for technical operations,
satisfactory and safe way. Once obtained oil with less than 1% of BSW, send it through
the pipeline.
This research work contains five chapters that include topics like the characteristics,
design operations and design simulation of the separating equipment and this
information will help us to understand the importance of a good operation of these
equipments in the process of oil treatment at a production station and specifically
Pichincha of Camp Liberty.
XXVI
The first chapter covers the general approach and specific objectives, the justification
for this research, considerer variables, methods and techniques used in the developing of
this thesis work.
The second chapter explain basic concepts of phase balance calculations calculations to
understand the equilibrium of these phases into the fluid. Also explains deeply the
information about separators, its configurations, types, internal parts and possible
problems in its operation, establishing tips to help us to choose one or another
configuration according to the necessities, requirements and limitations of the situation.
Additionally, this chapter includes the process of sizing the production phase separator
at Station Pichincha by the method of Arnold and Stewart, Is a matter of the third
chapter the historical antecedent of Camp Liberty, and its main and distinctive
characteristic, so you will find specific information on the field as it is, the type of oil
characteristics and the production station allowing clarify under what conditions are
working separately and their position in the process.
The fourth chapter it`s dedicated to the separation process simulation software HYSYS
through according to previous information that is used in the calculations of this
process. To be sure, there is a separator 20000 BFD.
Finally the fifth chapter contains the conclusions and recommendations of this research
work, formulated according to all the field information observed and the dimensional
analysis performed.
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Los fluidos producidos en la cabeza del pozo están compuestos por tres diferentes fases,
una de ellas es petróleo, otra es gas, ambas fases son mezclas complejas de diferentes
componentes de hidrocarburos, con distintas densidades, presiones de vapor y otras
características y propiedades físicas. Adicionalmente en el fluido de entrada se
encuentra la fase agua.
A medida que el flujo del pozo fluye desde un yacimiento caliente y de alta presión,
experimenta reducciones en la presión y en la temperatura. Esto ocasiona que los
componentes más livianos o gases se liberen del líquido y el fluido del pozo cambie sus
características. El flujo de gas lleva gotas de líquido y el líquido a su vez acarrea
burbujas de gas.
La separación física de estas fases es una operación básica en la producción,
procesamiento y tratamiento del petróleo, gas y agua.
Los separadores de petróleo y gas separan mecánicamente los componentes líquidos y
de gas que existen a una temperatura y presión específica, para eventualmente
procesarlos en productos vendibles.
2
Un recipiente de separación normalmente es el recipiente inicial de procesamiento en
cualquier instalación, y el diseño inapropiado de este componente puede embotellar y
reducir la capacidad de la instalación completa.
Algunas veces los separadores son conocidos como depuradores de gas cuando la
relación de la tasa de gas a líquido es muy alta. Algunos operadores utilizan el término
trampa para separadores que manejan el flujo directamente de los pozos. De todas
maneras, todos tienen la misma función y sus tamaños son escogidos de acuerdo a los
mismos procedimientos.
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar y determinar las condiciones de operación del equipo separador de producción
trifásico que está instalado en la estación Pichincha Campo Libertador perteneciente a
Petroproducción, para conseguir una operación más eficiente en la separación de fases
(agua, gas y petróleo), para que sea utilizado en el proceso actual.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Comprobar las condiciones de operación del equipo de separación trifásico, que
actualmente está subutilizado en este campo. No está operando dentro de los
parámetros de diseño entregado por el diseñador y los parámetros aprobados por
PETROPRODUCCIÓN para este equipo.
3
Determinar si al final del proceso de tratamiento del crudo en el separador
trifásico el BSW es menor al 1%, Para cumplir con el acuerdo Ministerial 014
publicado en el Registro Oficial No. 280 del día Jueves 26 de Febrero del 2004
que se refiere a las condiciones que debe cumplir un crudo para ser transportado
por cualquier de los oleoductos ecuatorianos.
Analizar los resultados del dimensionamiento y optimización con el software
HYSYS de este equipo de separación y determinar las condiciones optimas de
operación (en las variables presión temperatura y caudal).
1.2 JUSTIFICACIÓN
Es necesario destacar la importancia que este equipo tiene al momento de procesar la
corriente de fluido que viene desde los pozos productores ya que permite separar los
diferentes fluidos que provienen desde el yacimiento y que necesariamente deben ser
direccionados cada uno en su propio sentido. El crudo al final de este proceso debe tener
un contenido de BSW menor al 1% para poder ser transportado y/o industrializado, caso
contrario es necesario someterlo a otros procesos que implican mayor tiempo de trabajo
y gastos.
De aquí se justifica el trabajo de analizar y dimensionar el equipo separador trifásico,
para optimizar el proceso, obtener mayores ganancias por la disminución de la
producción de tiempo de trabajo de los equipos, de pérdida de producción y
contaminación del ambiente.
4
1.3 IDEA A DEFENDER
El análisis de las condiciones actuales de operación del separador de producción
trifásico instalado actualmente en la estación Pichincha del Campo Libertador;
permitirán que se pueda determinar si el proceso de desgasificación y deshidratación del
crudo se efectúa de manera óptima y rentable para obtener un crudo con un BSW menor
al 1%, en el presente trabajo se verificara la reducción en parámetro como consumo de
energía consumo de químicos y aditivos y eficiencia de los equipos. Para esto
utilizaremos el software especializado HYSYS que permite comprobar y optimizar los
parámetros y variables de proceso.
1.4 VARIABLES
1.4.1 INDEPENDIENTE
Equipo de separación trifásico que actualmente está subutilizado.
1.4.2 DEPENDIENTES
Condiciones de operación de los equipos sub utilizados.
1.4.3 INTERVINIENTES
Pérdidas de producción.
Contaminación del ambiente.
Aumento del tiempo de trabajo y costos.
5
1.5 METODOLOGÍA
1.5.1 TIPO Y DISEÑO DEL TRABAJO
Esta investigación se realizará en base a información obtenida de la Empresa Pública
Petroecuador-Petroproducción y además en estudios bibliográficos de investigación.
1.5.2 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN
Para el trabajo se utilizarán los siguientes métodos:
1.5.2.1 MÉTODO GENERAL
Método Inductivo
Para conocer cada particularidad del equipo separador que tiene varios tipos que son los
bifásicos y trifásicos de su análisis podremos darnos cuentas de las diferencias, ventajas
y desventajas y como se puede escoger el más eficiente y conveniente.
1.5.2.2 MÉTODO ESPECÍFICO
Método Analítico
Aplicando este método podremos conocer como es un proceso de deshidratación de
crudo, y como las características particulares del equipo de separación trifásico de
fluidos permiten mejorar la eficiencia y efectividad de los equipos; del análisis del
porcentaje de BSW que tiene el crudo al final de este proceso, realizado mediante el
software HYSYS se determinará las condiciones de este equipo.
6
1.5.2.3 MODALIDAD
Descriptiva.
1.5.2.4 OBTENCIÓN DE LA INFORMACIÓN
Revisión de literatura.
Internet.
Consultas a profesionales.
Visita al campo para obtener los datos reales de procesos y del equipo.
1.5.2.5 INSTRUMENTOS
Manuales de operación, procedimientos y registros.
Libro.
Internet.
Software HYSYS Hyprotech® versión 2006
1.6 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN
Las técnicas a utilizar en el siguiente trabajo son:
1.6.1 REVISIÓN DE LITERATURA
Revisión de manuales técnicos, artículos, ilustraciones lo más actualizados posibles que
están relacionados con el funcionamiento de los separadores de petróleo, sus clases,
funciones y métodos para dimensionarlos y determinar si el funcionamiento de estos
equipos es el adecuado.
7
Revisión de los manuales de proceso y operación de los equipos de la estación
Pichincha Campo Libertador.
1.6.2 INTERNET
La revisión de información en el Internet permite obtener conceptos básicos y de fondo
muy importantes, para la mejor compresión del trabajo que se está realizando y así
dilucidar la información más certera y de mayor ayuda de investigación que facilita el
trabajo.
CAPÍTULO II
8
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
A continuación se detallan conceptos y teorías que se utilizan para formular, y
desarrollar un argumento, siendo estas formas básicas de un concepto.
2.1 SOFTWARE HYSYS Hyprotech® versión 2006
HYSYS es un software simulador completo, capaz de llevar a cabo todo tipo de
escenarios, desde un sistema de una sola unidad, hasta un sistema complejo,
con dependencias y características de cada unidad simulada, este software ofrece un alto
grado de flexibilidad porque hay múltiples maneras de realizar tareas específicas. Esta
flexibilidad combinada con un enfoque coherente y lógica de cómo estas capacidades se
entregan, hace que HYSYS sea un simulador de procesos extremadamente versátil.
El software HYSYS es muy importante en los campos industriales de ingeniería, porque
proporciona cálculos de manera instantánea de variables de proceso, componentes y de
compuestos químicos que de otra manera sería difícil calcular, también ayuda a
entender muchos de los fenómenos reales que se presentan en la industria, y que si no
fuera por este programa, no sería posible resolver.
HYSYS permite construir un modelo del proceso y migrar a través de las diferentes
etapas del mismo. Durante la etapa de diseño, un modelo puede ser utilizado para el
diseño conceptual, diseño del proceso real, el diseño de ingeniería de detalle, y
finalmente, para el diseño de operatividad. Este software sirve como plataforma de
ingeniería para modelar y optimizar los procesos de la E. P. PETROPRODUCCIÓN.
9
El software HYSYS es un concepto que combina la potencia de la simulación
interactiva con acceso instantáneo a la información y a una simulación interactiva con la
información que se procesa, ya que suministra los cálculos que se realizan
automáticamente. Descompone un proceso complejo en procesos menores con
componentes más concisos, puede simular cada unidad del proceso en forma
independiente del proceso completo, pero ligado a él, de igual importancia tiene el
compromiso de desarrollar las capacidades en el simulador que apoyan la reutilización
de la labor del ingeniero, así como capacidades que permitan la flexibilidad en la
aplicación de la tecnología disponible.
Las herramientas que utiliza el software HYSYS son cálculos interactivos y acceso
instantáneo de la información con inteligencia incorporada al software que le permite
conocer cuando la información disponible es suficiente para efectuar un cálculo y
corregir los cálculos en forma automática, todas las operaciones unitarias y/o corrientes
pueden realizar todos los cálculos siempre que se especifique la información mínima
necesaria en cada caso o la misma es transmita a través de las corrientes ligadas. La
información, completa o parcial, se transmite en forma bi-direccional.
2.1.1 SIMULACIÓN DE PROCESOS DEL SOFTWARE HYSYS
Usa las relaciones físicas fundamentales:
Balances de masa y energía
Relaciones de equilibrio
Correlaciones de velocidad (Reacción y transferencia de masa y calor)
10
Predice:
Flujos, composiciones y propiedades de las corrientes
Condiciones de operación
Tamaño de equipo
Algunas aplicaciones son:
Diseño y optimización de procesos
Entrenamiento operativo de operarios
Para llevar a cabo control de procesos (estrategias de control predictivo)
Ventajas de la Simulación:
Reduce el tiempo de diseño de un equipo, planta y/o estación.
Permite al diseñador examinar rápidamente varias configuraciones de un equipo,
planta y/o estación.
Ayuda a mejorar procesos actuales
Responde a las interrogantes en el proceso
Se debe tener en cuenta que los resultados de una simulación no son siempre
fiables y estos se deben analizar críticamente.
Hay que tener en cuenta que los resultados dependen de:
La calidad de los datos o información de entrada
De que las correlaciones empleadas sean las apropiadas (escoger bien el paquete
dinámico)
Elección adecuada del proceso.
11
2.2 CÁLCULO DE BALANCE DE FASES
En el libro “Sistemas de Producción en Campos Petroleros” del Autor Ing. Vinicio
Melo: “la cantidad de fluido hidrocarburo que existe en la fase gaseosa o en la fase
líquida en cualquier punto en el proceso se determina mediante los cálculos de balance
de fases. Para una presión y temperatura dadas cada componente de la mezcla de
hidrocarburos estará en equilibrio…1
La fracción molar de cada componente en la fase gaseosa, dependerá no solamente de la
presión y de la temperatura, sino también de la presión parcial de cada componente. Por
la tanto la cantidad de gas depende de la composición total del fluido ya que la fracción
molar de cualquier componente en la fase gaseosa es una función de la fracción molar
de todos los otros componentes en esa fase.
Esto se entiende mejor asignando una constante de equilibrio “K” a cada componente
de la mezcla. La constante K es una función de la presión, de la temperatura, de la
composición del vapor y de la composición de la fase líquida. Está definida como:
ECUACIÓN Nº 2.1
CÁLCULO DE LA CONSTANTE “K” PARA BALANCE DE FASES
LL
VVK
N
NN
/
/
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Donde:
1 MELO, VINICIO, Sistemas de producción en campos petroleros, Capítulo 3, “balance de fases”, 2007 pp 78.
12
KN= constante de equilibrio para el componente N a una presión y
temperatura dadas
VN = moles del componente N en la fase vapor
V = moles totales en la fase vapor
LN = moles del componente N en la fase líquida
L = moles totales en la fase líquida
La Asociación de Proveedores de Gas, GPSA (por sus siglas en ingles), presenta
graficas de las constantes de equilibrio “K” para los componentes más importantes en
una mezcla de hidrocarburos.
Los valores de K son para una presión de “convergencia” específica para considerar la
composición del vapor y la fase líquida. Existe un procedimiento en el manual de
ingeniería de la GPSA para calcular la presión de convergencia basándose en simular al
fluido como un sistema binario con el componente hidrocarburo más liviano, el cual
constituye al menos el 01% molar en la fase líquida, y un componente pseudos pesado,
el cual tiene la misma temperatura que el resto de hidrocarburos más pesados. Entonces
la presión de convergencia se puede determinar leyéndola de un grafico de presión de
convergencia versus temperatura de operación para sistemas pseudos binarios comunes.
En la mayoría de aplicaciones en el campo petrolero la presión de convergencia estará
en un rango entre 2000 y 3000 psia, exceptuando los casos en los cuales la presión seas
muy baja, donde la presión de convergencia estará entre 500 y 1500 psia.
13
Si la presión de operación es mucho menor que la presión de convergencia, la constante
de equilibrio K, no es mayormente afectada por la elección de dicha presión de
convergencia. Por lo cual una buena aproximación para esta presión seria de 3000 psia,
para efecto de cálculos de balance de fases. Donde se requiere mayor exactitud, deberá
calcularse la presión de convergencia.
Si se conoce KN, y la relación de moles totales de vapor para moles totales de líquido
(V/L), entonces las moles del componente N en la fase vapor (VN) y los moles en la fase
líquida (LN) pueden calcularse con:
ECUACIÓN Nº 2.2
CÁLCULO DE MOLES EN FASE VAPOR
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
ECUACIÓN Nº 2.3
CÁLCULO DE MOLES EN FASE LÍQUIDO
1)/(( LVK
FL
N
N
N
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Donde: FN= moles totales del componente N en el fluido
N
NN
N
KLV
FKV
/
1
14
Para resolver la ecuación 2.2 y 2.3 es necesario primero conocer la cantidad de la
relación (V/L), pero debido a que V y L se determina sumando las fracciones VN y LN
de cada componente, se hace necesario utilizar un proceso iterativo de solución. Esto se
hace asumiendo un valor inicial para (V/L); calculando luego con este valor asumido
VN y LN para cada componente, para posteriormente sumarlos y obtener las moles
totales de gas (V) y de líquido (L), entonces se compara el valor calculado de (V/L) con
el valor inicialmente asumido. Al realizar este procedimiento es útil usar la relación:
ECUACIÓN Nº 2.4
OBTENCIÓN DEL VALOR DE L CON UNA RELACIÓN V/L ASUMIDA
)/(1 LV
FL
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Una vez que se asume el valor para la relación (V/L), resulta simple calcular el valor
asumido para L. esto se explica mejor mediante el ejemplo en la tabla 2.1
15
TABLA 2.1
EJEMPLO DE CÁLCULO DE BALANCE DE FASES
Cálculo de balance de fases a 1000 Psia Y 100 °F
1 2 3 4 5 6 7
V/L
asumido
V/L
asumido
V/L
converg.
1,5 0,5 1,1
L calculado L calculado L calculado
40 66,7 47,68
Componente
Fracción
Molar % KN LN LN LN VN
CO2 0,22 1,88 * 0,06 0,11 0,07 0,15
N2 0,09 4,00 0,01 0,03 0,02 0,07
Metano 63,35 3,30 10,65 23,91 13,71 49,64
Etano 4,21 0,90 1,79 2,90 2,12 2,09
Propano 2,09 0,36 1,36 1,77 1,5 0,59
i-Butano 0,68 0,21 0,52 0,62 0,55 0,13
n-Butano 1,08 0,17 0,86 1,00 0,91 0,17
i-Pentano 0,47 0,09 0,41 0,45 0,43 0,04
n-Pentano 0,38 0,08 0,34 0,37 0,35 0,03
Hexano 1,36 0,03 1,30 1,34 1,32 0,04
Heptano + 26,07 0,0002** 25,99 26,04 26,01 0,06
100 43,29 58,54 46,99 53,01
100
* calculado como Kco2= (Kc1 +Kc2)
** simulado como decano
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
La fracción molar para cada componente proviene de un análisis composicional en la
columna 2. La columna 3 se determina de los gráficos para KN, asumiendo una presión
de convergencia de 3000 psia. La columna 4 se deriva de la ecuación 2.3 asumiendo F=
100 moles y V/L =1.5 de esto resulta L=40 moles. Con esta asunción se calcula
mediante la suma de los valor de LN para cada componente que L= 43.29 moles y se lo
representa en la figura 2.1 como el punto 1.
Asumiendo otro valor para la relación de V/L =0.5 es decir L=66.7 moles, se calcula un
L= 58.53 en la columna 5. Este valor representa el punto 2 en la Figura 2.1.
16
El punto 3 de esta figura representa la intersección de la recta de valores asumidos
iguales a valores calculados con la recta que pasa por los dos puntos ya asumidos
(columnas 4 y 5), indica un L= 47.68 que corresponde con valor de V/L=1.1 obtenido
de la ecuación 2.4, esto genera la información que se encuentra en la columna 6 y que
tiene como resultado un L= 46.98. La columna 7, la cual esta caracteriza la composición
del flujo del gas, es el resultado de la diferencia entre la columna 2 y la columna 6.
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
2.2.1 CARACTERIZACIÓN DEL FLUJO DE PRODUCCIÓN
Cuando ya se ha obtenido el cálculo de balance de fases, se determina la composición
molecular de los componentes gaseosos y líquidos, permitiendo determinar las
propiedades y las tasas de flujo del gas y del líquido.
punto 3
punto 1
punto 2
30
40
50
60
70
80
30 40 50 60 70 80
L Calculado
L A
su
mid
o
FIGURA 2.1.
INTERPOLACIÓN GRÁFICA PARA DETERMINAR
EL BALANCE DE FASES
17
2.2.1.1 PESO MOLECULAR DEL GAS
El peso molecular del flujo de gas se determina mediante la aplicación de una media
aritmética ponderada del peso molecular de cada componente respecto al porcentaje
molar de cada uno de los mismos componentes gaseosos, con la siguiente fórmula:
ECUACIÓN Nº 2.5
CÁLCULO DEL PESO MOLECULAR DEL GAS
( )[ ]V
PMxVPM NN∑=
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
TABLA 2.2
CARACTERIZACIÓN DEL FLUJO DEL GAS
1 2 3 4
VN
Componente PMN Moles VN x PMN
CO 44,01 0,15 6,52 N2 28,01 0,07 2,05
Metano 16,04 49,64 796,24 Etano 30,07 2,09 62,90
Propano 44,10 0,59 26,10 i-Butano 58,12 0,13 7,40 n-Butano 58,12 0,17 9,87 i-Pentano 72,15 0,04 3,05 n-Pentano 72,15 0,03 2,21
Hexano 86,18 0,04 3,74 Heptano + 253,00* 0,06 14,44
53,01 934,52 * de un análisis PVT del flujo de alimentación
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
18
El peso molecular del gas del ejemplo de la tabla 2.1 se calcula con los datos de la tabla
2.2. En la columna 2 se encuentran valores del peso molecular obtenidos de fuentes
estándar tales como una tabla periódica de elementos. La columna 3 indica el número
de moles de cada componente por cada 100 moles de flujo de alimentación (gas más
líquido) obtenida en la tabla 2.1 columna 7. Por último la columna 4 es resultado del
producto de las columnas 2 y 3; Así calculamos:
63.1702.53
52.934PM
La gravedad específica de un gas a condiciones estándar es la relación de la densidad de
dicho gas con respecto a la densidad del aire. Las condiciones estándar son 14. 7 psia y
60 °F. Entonces se puede determinar mediante la siguiente fórmula:
ECUACIÓN Nº 2.6
DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS
29
PMg
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Donde:
g = gravedad específica del gas
PM= peso molecular del gas
Entonces:
61.029
63.17g
19
2.2.1.2 TASA DE FLUJO DE GAS
El numero de moles/ día del flujo de gas puede determinarse si conocemos la tasa de
flujo del fluido de entrada en moles/día aplicando la ecuación:
ECUACIÓN Nº 2.7
CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL GAS (MOLES/DÍA)
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Donde: V= tasa de flujo de gas en moles/día
F= tasa de flujo total en moles /día
L= tasa de flujo del líquido en moles /día
Asumimos en este caso que la tasa de flujo total F=10.000moles / día. Además se
conoce que un mol de gas equivale a 380 pies cúbicos a condiciones estándar, por lo
cual una vez que se conozca la tasa de flujo de gas en moles /día, se puede determinar la
tasa de flujo del gas en pies cúbicos estándar por día (PCS/día) mediante el siguiente
cálculo:
ECUACIÓN Nº 2.8
CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL GAS (MMPCS/DÍA)
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
LV
FV
/
11
1000000
380VQg
20
Donde: Qg = tasa de flujo de gas medido en millones de pies cúbicos/día MMPCS/día
La relación V/L se obtiene de los datos V= 53.02 de la columna 3 de la tabla 2.2 y L=
46.98 de la columna 6 de la tabla 2.1 y así finalmente calculamos:
díamolesV /5302
98.4602.53
11
10000=
+=
díaMMPCSQg /01.21000000
)5302(380==
2.2.1.3 PESO MOLECULAR DEL LÍQUIDO
El peso molecular del flujo del líquido se calcula de igual manera que el peso molecular
para el flujo de gas, utilizando la media aritmética ponderada del peso molecular en este
caso de cada componente líquido, respecto del porcentaje de cada uno de lo
componentes líquidos. Así:
ECUACIÓN Nº 2.9
CÁLCULO DEL PESO MOLECULAR DEL LÍQUIDO
( )[ ]L
PMxLPM NN∑=
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
Este parámetro se calcula usando la tabla 2.3 que contiene información de la tabla 2.2
en la columna 2 y la columna 3 que equivale a la composición del flujo de líquido por
cada 100 moles de flujo de alimentación es igual al columna 6 de la tabla 2.1. La
columna 4 es el producto de la columna 2 y 3 e indica el peso de cada componente en la
21
fase líquida. La columna 5 indica la gravedad específica a condiciones estándar de cada
componente en la fase líquida excepto aquellos valores que están marcados con uno y
dos asteriscos. La columna 6 es obtenido del cociente de la columna 4 para la columna
5.
TABLA 2.3
CARACTERIZACIÓN DEL FLUJO DEL LÍQUIDO
1 2 3 4 5 6
LN LN x (PM)N
Componente PMN Moles LN x
(PM)N (ץi)N (ץi)N
CO2 44,01 0,07 3,16 0,83** 3,81
N2 28,01 0,02 0,47 0,81** 0,58
Metano 16,04 13,71 219,90 0,30** 732,99
Etano 30,07 2,12 63,69 0,36** 176,93
Propano 44,10 1,50 66,07 0,51** 129,55
i-Butano 58,12 0,55 32,12 0,56** 57,36
n-Butano 58,12 0,91 52,90 0,58** 91,21
i-Pentano 72,15 0,43 30,86 0,62 49,78
n-Pentano 72,15 0,35 25,20 0,63 40,01
Hexano 86,18 1,32 113,47 0,66 171,92
Heptano + 253,00* 26,01 6581,27 0,86* 7652,64
46,98 7189,11 9106,78
*de un análisis PVT del flujo de alimentación
** Seudo valor a la presión de saturación Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Entonces según los datos de la tabla tenemos:
03.15398.46
12.7189PM
2.2.1.4 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL LÍQUIDO
Otro cálculo importante a realizar es precisamente el de la gravedad específica del
líquido tal como se realizó anteriormente para el gas. Recordando que el peso de cada
22
componente es el número de moles de ese componente multiplicado por el peso
molecular cuyo valor hemos obtenido en la aplicación de la ecuación 2.9 {libras=PM
(libras/mol) x moles}, con este dato se calcula valores tabulados en la tabla 2.3 y
entonces aplicamos la siguiente ecuación:
ECUACIÓN Nº 2.10
CÁLCULO DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL LÍQUIDO
( )[ ]( )( )∑
∑
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡=
Ni
NN
NNi
PMxL
PMxL
γ
γ
79.077.910612.7189
==iγ
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
Este valor obtenido puede ser traducido a gravedad específica API mediante la
ecuación:
ECUACIÓN Nº 2.11
CÁLCULO DE LA GRAVEDAD API
74.475.13179.0
5.141
5.1315.141
=−=°
−=°
API
APIiγ
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
2.2.1.5 TASA DE FLUJO DEL LÍQUIDO
Si conocemos la tasa de flujo del fluido de entrada en moles/día, podemos determinar la
tasa de flujo del líquido en las mismas unidades, para lo cual asumimos una tasa de
flujo inicial de F= 10000 moles/día y así tenemos:
23
ECUACIÓN Nº 2.12
CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL LÍQUIDO (MOLES/DÍA)
( )
díamolesL
LVFL
/4698
98.4602.531
10000
/1
=+
=
+=
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
Es valor obtenido puede ser transformado a barriles por día de la siguiente forma:
ECUACIÓN Nº 2.13
CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL LÍQUIDO (BLS/DÍA)
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
2.3 SEPARADORES DE FLUIDOS EN UN CENTRO DE FACILIDADES DE
PRODUCCIÓN
2.3.1 INTRODUCCIÓN
El separador es un recipiente en el cual una mezcla de fluidos que no son solubles entre
sí, se separan el uno del otro. En las estaciones de recolección y tratamiento del petróleo
se utilizan estos equipos para separar el gas natural asociado al petróleo crudo y el agua
de formación, los sedimentos y demás materiales que el crudo arrastra consigo en el
flujo proveniente de los yacimientos.
( )( )
díablxxQ
ixPMLxQ
l
l
/260079.0350
03.1534698
350
==
=γ
24
En los separadores, es en donde se produce el mayor porcentaje de separación: el gas
luego de ser caracterizado es conducido a utilidades (como combustible para
producción de energía) y si es de baja calidad hacia los mecheros o teas, el petróleo con
pequeñas cantidades de agua de formación y agua emulsionada es enviado a otros
equipos de deshidratación más severa que pueden ser, tanques de lavado (wash tank) o
deshidratadores electrostáticos; en estos equipos se produce una separación adicional
de hidrocarburos gaseosos y agua de formación y emulsionada para que el crudo
cumpla con la especificación de tener un BSW menor al 1% en volumen, en esta
condición el crudo es enviado a tanque de estabilización (surge tank) o a tanques de
almacenamiento para su envió al oleoducto. De los (surge tank) se puede tomar el crudo
deshidratado para recuperación secundaria como fluido motriz de bombas tipo jet.
Adicionalmente para asegurar la mayor eficiencia en la separación del agua y proteger
la integridad del sistema se inyecta química demulsificante, en el subsuelo y en puntos
determinados entre los múltiples o manifold y los separadores. Aun así la separación
nunca será del 100% por lo cual pequeñas gotas de petróleo serán arrastradas en la
corriente de agua y viceversa.
Los separadores son clasificados en: bifásicos si separan gas de la corriente total de
líquidos y trifásicos si también separan la corriente líquida en sus componentes de
petróleo crudo y agua.
2.3.2 SEPARACIÓN DE LOS FLUIDOS
2.3.2.1 PRESIÓN DE SEPARACIÓN INICIAL
Como consecuencia de la naturaleza multicomponente del fluido producido, y en el
libro “Sistemas de Producción en Campos Petroleros” del Autor Ing. Vinicio Melo:
25
“mientras más alta sea la presión inicial de separación también mayor será el volumen
de líquido obtenido en el separador”…2 este líquido contiene componentes livianos que
se vaporizan a condiciones del tanque de almacenamiento que se ubica después de los
equipos separadores.
Por otro lado si la presión de separación inicial es demasiado alta, una gran cantidad de
componentes livianos permanecerán en la fase líquida dentro del separador y se
perderán al evaporarse a condiciones del tanque de almacenamiento. Por el contrario si
la presión es demasiado baja no muchos de los componentes livianos se podrán
estabilizar dentro de la fase líquida en el separador y se convertirán en gas.
Este fenómeno puede ser explicado y es necesario que se lo comprenda
cualitativamente. La tendencia de cualquier componente del fluido que se encuentra en
el proceso dentro del separador para liberarse y pasar a la fase gaseosa, depende de su
presión parcial; la misma que en el libro “Sistemas de Producción en Campos
Petroleros” del Autor Ing. Vinicio Melo: “se define como el producto de la relación
obtenida al dividir el numero de moléculas de ese componente en el espacio de vapor y
el número total de moléculas de todos los componentes en el espacio de vapor,
multiplicado por la presión dentro del recipiente...3
Esto se muestra en la figura 2.2 según la presión del separador se incrementa la tasa de
flujo de líquido que sale del separador también lo hace.
2 MELO, VINICIO, Sistemas de producción en campos petroleros, Capítulo 1, “Presión de separación”, 2007 pp 54.
3 MELO, VINICIO, Sistemas de producción en campos petroleros, Capítulo 1, “Presión de separación”,
2007 pp 54.
26
FIGURA 2.2
EFECTO DE LA PRESIÓN DEL SEPARADOR EN LA RECUPERACIÓN DE
LÍQUIDO EN EL TANQUE DE ALMACENAMIENTO
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Una vez en el tanque de almacenamiento, la presencia de estos grandes números de
moléculas crea una baja presión parcial para los hidrocarburos como el butano, pentano
y el heptano, los que tienden a liberarse del líquido a condiciones del tanque de
almacenamiento, debido a que son muy sensibles a cualquier cambio en la presión
parcial. Por lo cual si se mantienen las moléculas más ligeras en el fluido de entrada al
tanque se logra que una cantidad pequeña de estos se conviertan a la fase líquida, pero
así también se pierden muchas más moléculas de los hidrocarburos de rango intermedio
(butano, pentano, heptano) a la fase vapor. Esto ocurre cuando al alcanzar el punto
óptimo en la presión de separación, existe algún incremento en la misma, ocasionando
que disminuya el volumen de líquido en el tanque de almacenamiento.
2000
2400
2800
3200
3600
4000
4400
200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
Presión del Separador
Tas
a d
e L
íqu
ido
(Q
l)
27
2.3.2.2 SEPARACIÓN POR ETAPAS
Un proceso simple de separación de una sola etapa es el considerado en la figura 2.2
donde los fluidos son separados en un separador inicial y luego los líquidos que salen
del equipo son dirigidos al tanque de almacenamiento aquí nuevamente se libera gas por
efecto de la disminución de la presión y el agua se separa del petróleo debido a la
gravedad y a la diferencia de densidades. El tanque de almacenamiento generalmente no
es considerado como una etapa de separación aunque realmente si lo representa.
En un proceso de separación multi-etapa, el fluido es separado a una presión inicial en
el primer separador; para luego ser separadas a presiones sucesivamente más bajas antes
de ingresar al tanque de almacenamiento, esto se muestra en la figura 2.3.
28
FIGURA 2.3
SEPARACIÓN POR ETAPAS
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
2.3.2.3. PRESIONES DE OPERACIÓN DEL SEPARADOR
El enfoque de del tema tratado hasta ahora, se basa en la explicación de una situación en
donde todos los pozos que llegan hacia la estación de producción, producen
aproximadamente con la misma presión de cabeza fluyente y la separación por etapas
permite maximizar la producción del líquido y minimizar los requerimientos de
potencia del compresor. Pero realmente la separación por etapas tiene en general
diferentes presiones de cabeza en la mayoría de los pozos que convergen a una
determinada estación de producción, estas diferencias de presión pueden ser causa de
Separador de
alta Presión
De los
pozos
Calibrado a 500
psig
Calibrado a
1200 psig
Salida de gas
Calibrado
a 50 psig
Calibrado a
2 onzas
PC
Separador
de baja
presión
Separador de
Presión Intermedia
Salida de gas
PC
Tanque de
almacenamiento
Salida de
gas
PC
29
que estén produciendo de diferentes yacimientos, o del mismo yacimiento pero con
diferentes cortes de agua. Al usar un manifold y diferentes presiones de operación del
separador, se obtiene beneficio en la etapa de separación de líquidos a alta presión y
también se ayuda a conservar la energía del yacimiento.
Existen amplios criterios para poder escoger una presión de operación para los
separadores de una estación. En casos en donde las facilidades de producción sean
grandes se deben estudiar algunas opciones para hacer una elección óptima. Por el
contrario en aquellas facilidades donde no se procesen más de 50000 bls/día, hay
restricciones prácticas para limitar las opciones y hacer una elección.
En el caso de la etapa de presión más baja, la mínima presión podría estar entre los 25 a
50 psig. Este valor es necesario para permitir descargar los líquidos (agua y petróleo), a
los tanques y tratadores respectivamente.
Mientras más alta sea la presión de operación menor será la capacidad que necesita el
compresor para comprimir el gas que se libera en el proceso y que será utilizado para
otros propósitos. Pero si la presión es demasiado alta puede causar una contrapresión en
los pozos, restringiendo su flujo y adicionalmente que más componentes livianos se
liberen en forma de gas en el tanque de almacenamiento. Normalmente una presión de
operación entre 50 y 100 psig es la óptima.
Entonces decimos que la presión máxima de separación no será más alta que la presión
a la que se encuentre el gas para sus posteriores usos, excepto en casos donde se esta
30
aplicando el método de levantamiento gas lift en el cual el gas tendrá una presión
mucho mayor que la de la salida del gas en el separador.
2.4 TIPOS DE SEPARADORES
2.4.1 SEPARADORES BIFÁSICOS: PETRÓLEO Y GAS
Aunque existen muchas variedades de separadores de dos fases, la mayoría de las
unidades utilizadas en campos petrolíferos son diseños convencionales, construidos en
configuraciones horizontales o verticales.
Los separadores horizontales son más eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero
tienen una capacidad limitada de oleada y algunas veces no entran fácilmente en las
plataformas petrolíferas.
Los separadores verticales frecuentemente son especificados para aplicaciones con
GOR altos o bajos. Ambas configuraciones emplean controladores similares,
incluyendo desviadores de ingreso, extractores de neblina, e interruptores de vórtice.
Los autores proveen formulas para la velocidad de caída de líquidos, el diámetro de
caída, y el tiempo de retención de líquidos, así como también procedimientos paso-a-
paso para la selección de unidades horizontales y verticales. Las tablas simplifican los
cálculos y la selección de tamaños de recipientes.
Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de compuestos de
hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor diferentes, y otras
características. La corriente del pozo experimenta reducciones continuas de presión y
31
temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman de los líquidos, el vapor del
agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas,
neblina y gas libre.
El gas lleva burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de gas. La separación física de
estas fases en una de las operaciones básicas de la producción, el procesamiento, y el
tratamiento de petróleo y gas.
2.4.1.1 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DE SEPARACIÓN.
2.4.1.1.1. Separadores Horizontales
En este tipo de separadores (figura 2.4) el fluido ingresa al equipo y se contacta con un
desviador de flujo de entrada, causando un cambio abrupto y repentino en el impulso e
iniciando la separación total del líquido y del gas. La gravedad provoca que las gotas
de líquido que arrastra la corriente de gas se precipiten hacia el fondo del recipiente
donde son recolectadas. Esta sección de recolección del líquido provee el tiempo de
retención necesario para permitir que el gas que fue arrastrado se libere efectivamente
del líquido y se pueda dirigir hacia la zona de vapor; de la misma manera proporciona
un volumen de estabilización en caso de que sea necesario, para manejar el flujo
intermitente del líquido. En este punto el líquido sale del recipiente a través de una
válvula de descarga que es manejada y regulada por un controlador de nivel, el cual
siente cambios en el nivel del líquido y opera la válvula según estas variaciones.
El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego horizontalmente a través de la
sección de separación gravitacional sobre el líquido. Es aquí donde pequeñas gotas de
32
líquido que no pudieron ser separadas por el invertidor de flujo se separan del gas por
efecto de la gravedad y caen hacia la interfase gas-líquido. Algunas gotas son de
diámetros tan pequeños que no son fáciles de separar por el efecto de gravedad, por lo
tanto antes de que el gas salga del recipiente pasa a través de un extractor de neblina
donde coalescen las gotas más pequeñas. Esta sección de coalescencia emplea
elementos como paletas, malla de alambre o placas para lograr su cometido.
La presión en el separador es mantenida en el valor deseado por un controlador que abre
o cierra la válvula de control de presión en la salida de gas. Normalmente los
separadores horizontales operan llenados solo a la mitad del nivel de líquidos, para
maximizar la zona de interfase gas – líquido.
FIGURA 2.4
ESQUEMA DE UN SEPARADOR HORIZONTAL BIFÁSICO
Fuente: Surface Production Operations, Gulf Publishing Company
Elaborado por: Llerena Wilson
Salida del
Líquido
Salida de
gas
Válvula de control
de presión
Extractor de
Neblina
Entrada
Desviador de
flujo de
entrada
Interfase gas- líquido
Sección de recolección de líquido
Sección de separación
gravitacional
Válvula de control
de Nivel
33
2.4.1.1.2 Separadores Verticales
La configuración de estos separadores se presenta en la figura 2.5. El flujo de entrada
ingresa al equipo por un costado, tal como ocurre en el separador horizontal, el
invertidor o desviador de flujo es el responsable de provocar la separación total inicial.
El líquido migra hacia la zona de recolección y hasta el fondo del recipiente hacia la
salida de líquidos. Cuando el líquido llega al equilibrio las burbujas de gas empiezan a
fluir en sentido contrario al flujo del líquido y eventualmente se desplazan al espacio de
vapor. El regulador de nivel y la válvula de descarga del líquido función de la misma
manera que en el separador horizontal.
El flujo de gas pasa sobre el desviador de entrada y luego asciende paulatinamente hacia
la salida de gas. En la sección de separación gravitacional las gotas de líquido
descienden en dirección opuesta del flujo de gas. El gas pasa por el extractor de neblina
antes de abandonar el separador. La presión y el nivel se mantienen controlados de igual
manera que el separador horizontal.
2.4.1.1.3 Separadores Esféricos
Un separador de este tipo se muestra en la figura 2.6. En este equipo también están
presentes las cuatro secciones que en los equipos la explicados. Los separadores
esféricos son un caso especial de separadores verticales con La diferencia de que no
tienen un cuerpo cilíndrico entre los 2 extremos, lo cual hace que tengan una capacidad
limitada y que no sean aplicados en facilidades petroleras
34
FIGURA 2.5
ESQUEMA DE UN SEPARADOR VERTICAL
Fuente: Surface Production Operations, Gulf Publishing Company
Elaborado por: Llerena Wilson
Interfase Gas - Líquido
Sección de Separación
gravitacional
Salida del
Líquido
Válvula de control
de Nivel
Desviador de
flujo de
entrada
Entrada
Extractor de
Neblina Salida de
gas
Sección de
recolección de
líquido
Válvula de control
de presión
35
FIGURA 2.6
SEPARADOR ESFÉRICO TÍPICO
Fuente: Surface Production Operations, Gulf Publishing Company
Elaborado por: Llerena Wilson
2.4.1.2 COMPONENTES INTERNOS DEL SEPARADOR
2.4.1.2.1 Desviadores de Flujo de Entrada
Existe una variedad grande de desviadores o invertidores de flujo de entrada, dos de los
tipos más comunes y básicos están representados en la figura 2.7. El primero es un
desviador tipo deflector, que puede ser un plato plano, esférico, un cono a algo que
permita obstruir el flujo y cambiar abruptamente la dirección y la velocidad del flujo,
para iniciar la separación gas-líquido. El diseño de estos deflectores depende de los
requerimientos de los soportes para resistir la carga de impulso-impacto. Ciertos
dispositivos tales como semi esferas o conos tienen ventaja sobre los otros diseños de
Salida de
gas
Válvula de control
de presión
Salida del
Líquido
Válvula de control
de Nivel
Sección de
recolección de
líquido
Interfase Gas - Líquido
Entrada
Extractor de
Neblina
Desviador de
flujo de
entrada
36
plato, ya que crean menos perturbación y con ello se reducen los inconvenientes de
crear emulsiones y de arrastrar el gas nuevamente.
El segundo elemento de inversión de flujo es el de entrada tipo ciclón, el cual utiliza la
fuerza centrifuga para separar el petróleo y el gas. Esta entrada puede tener una
chimenea ciclónica, o utilizar una corriente tangencial de fluido alrededor de las
paredes. Estos dispositivos son patentados y usan una boquilla de un tamaño tal que
crea una velocidad del fluido aproximada de 20 pies por segundo, alrededor de una
chimenea cuyo diámetro es 2/3 del diámetro que tiene el recipiente.
FIGURA 2.7
DESVIADORES DE FLUJO DE ENTRADA
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Melo Vinicio
2.4.1.2.2 Rompe Olas
Son deflectores verticales que cubren la interfase gas – líquido y están ubicados
perpendicularmente al flujo y son especialmente necesarios en separadores horizontales
largos.
37
2.4.1.2.3 Placas Antiespuma
La formación de espuma es un fenómeno que ocurre dentro de los separadores cuando
las burbujas de gas se liberan del líquido, esta espuma puede estabilizarse mediante la
adición de químicos antiespumantes en la entrada del separador. Por lo general una
solución efectiva es forzar a la espuma a pasara a través de una serie de placas paralelas
inclinadas o tubos, tal como se muestra en la figura 2.8, y de esta manera ayudar a que
las burbujas de la espuma se condensen.
FIGURA 2.8
PLACAS ANTIESPUMA
Fuente: Surface Production Operations, Gulf Publishing Company
Elaborado por: Surface Production Operations, Gulf Publishing Company
2.4.1.2.4 Interruptor de Vortices
Este elemento mostrado en la figura 2.9 es utilizado para impedir que se formen
vórtices, cuando la válvula de control del líquido se abra para expulsarlo, debido a que
si esto ocurre pudiera arrastrar al gas que se encuentra en la zona de vapor nuevamente
a la corriente de líquido. El interruptor de vortices debe ser hecho de 3/8” como
mínimo.
38
FIGURA 2.9
INTERRUPTOR DE VORTICES
Fuente: Wood Group Elaborado por: Llerena Wilson
2.4.1.2.5 Extractor de Neblina
Existen muchos tipos de dispositivos extractores de neblina, dos de los diseños más
típicos se muestran en la figura 2.10. Uno de ellos son las mallas de alambre que están
hechas de planchas de alambre de acero inoxidable muy finamente tejido, y enrolladas
de manera muy ajustada dentro de un empaquetamiento cilíndrico. Las gotas líquidas
que lleguen al extractor chocan contra las mallas de alambre y se precipitan; la
efectividad de este elemento dependerá de que la velocidad del gas esté dentro del rango
apropiado, ya que si la velocidad es muy alta, las gotas de líquido que coalescan en las
mallas de alambre serán nuevamente arrastradas por la corriente de gas. Por el contrario
si las velocidades son muy bajas, el gas pasará por las mallas y se dispersara sin
permitir que las gotas de líquido puedan fundirse en el equipo.
39
La construcción muchas veces especifica un cierto grosor (generalmente 3 a 7 pulgadas)
y densidad de malla (Generalmente 10 a 12 libras por pie cúbico).
Según Arnold y Stewart en su publicación: Diseñando sistemas de producción de
petróleo y gas. Como escoger el tamaño y seleccionar separadores de dos fases. “la
experiencia indica que un extractor de la malla de alambre de un tamaño apropiado
puede remover el 99% de las gotas de 10 micras o mayores. Aunque los extractores de
malla de alambre no son caros, se tapan más fácilmente que otros”… 4
Otro de los dispositivos principales es el extractor de placas o aletas, los cuales fuerzan
al flujo de gas a experimentar cambios de dirección constantemente mientras pasan por
entre las placas, lo cual provoca que las gotas de líquido coalescan al chocar contra la
superficie de las placas y desciendan hacia la sección de recolección de líquidos del
separador. Los fabricantes estipulan el dimensionamiento para este dispositivo de
manera de obtener un flujo laminar y una cierta mínima caída de presión.
Adicionalmente existen los extractores de neblina centrífugos que usan la fuerza
centrifuga para separar de la corriente de gas, las pequeñas gotas de líquido siendo
incluso mas eficientes que las mallas de alambre. Pero no son mayormente utilizados en
la producción debido a que son muy susceptibles a los cambios en el flujo y necesitan
grandes caídas de presión para crear la fuerza centrifuga.
4 ARNOLD, KENT Y STEWART, MAURICE, Diseñando sistemas de producción de petróleo y gas: como escoger
el tamaño y seleccionar separadores de dos fases, PDF, 2007 pp 8.
40
FIGURA 2.10
EXTRACTORES DE NEBLINA TÍPICOS EN EL EQUIPO
Fuente: ACEROS INDUSTRIALES DEL ECUADOR S.A.
Elaborado por: Llerena Wilson
2.4.1.3 TEORÍA SOBRE SEPARACIÓN DE FLUIDOS DEL PETRÓLEO
2.4.1.3.1 Velocidad De Asentamiento
Las gotas de líquido se asentaran en la sección de separación gravitacional a una
velocidad determinada, al igualar la fuerza de gravedad que influencia la gota de líquido
con la fuerza de arrastre que genera el moviendo relativo de la fase continua de gas.
La fuerza de arrastre se puede determinar mediante la ecuación:
41
ECUACIÓN Nº 2.14
CÁLCULO DE LA FUERZA DE ARRASTRE; LEY DE STOKES
c
tDD
g
VACF
2
2
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Donde: FD= fuerza de arrastre, lb.
CD = coeficiente de arrastre
A= área de la sección transversal de la gota, pie2
ρ= densidad de la fase continua lb. /pie3
V t = velocidad Terminal de asentamiento de la gota pie/s
g c= constante gravitacional 32.174 lbm-pie/lb. s2
Si el flujo alrededor de la gota fue laminar entonces se aplica la Ley de Stokes donde:
ECUACIÓN Nº 2.15
CÁLCULO DEL COEFICIENTE DE ARRASTRE
Re
24DC
Re= Número de Reynolds.
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Por lo tanto se puede decir que la velocidad de asentamiento de la gota, cuando existe
flujo laminar del gas viene dada por:
42
ECUACIÓN Nº 2.16
CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO DE LAS GOTAS
( )µ
γ 261078.1 mt
dxV ∆=
−
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
Donde:
.diferencia de gravedades especificas, relativa al agua entre la gota y el gas ═ץ ∆
dm= diámetro de la gota en micras
µ = viscosidad del gas, Cp.
Es conocido que para el caso de las Estaciones de producción la ley de Store no es
aplicable por lo cual la siguiente ecuación más completa es usada.
ECUACIÓN Nº 2.17
CÁLCULO DEL COEFICIENTE DE ARRASTRE SIN RÉGIMEN LAMINAR
34.0Re
3Re24
2/1 ++=DC
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
Igualando la fuerza de arrastre y de flotación la velocidad de asentamiento se determina
por:
43
ECUACIÓN Nº 2.18
CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO DE LAS GOTAS SIN
RÉGIMEN LAMINAR
2/1
.
..0119.0
D
m
tC
dx
g
glV
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Donde: ρl= densidad del líquido, lb. /pie3
ρg= densidad del gas a la temperatura y presión del separador, lb./pie3
Las ecuaciones 2.17 y 2.18 se pueden resolver de manera iterativa de la siguiente
manera.
1. CD es =0.34 y asumimos entonces
2/1
.
..0204.0
D
mt
C
dx
g
glV
2. Calcular el número de Reynolds mediante
Vdg m..0049.0Re
3. Con el numero Re calculado se busca el valor de CD usando la ecuación 2.18
4. con el nuevo valor de CD volver a calcular Vt usando la ecuación 2.19
5. comparar el valor obtenido de Vt con el valor anteriormente asumido, de manera
que si son aproximados será el valor correcto, caso contrario el nuevo valor de Vt debe
ser usado en el paso número 2 para repetir el proceso.
44
2.4.1.3.2 Tamaño de la Gota
La finalidad de la sección de separación de gas en el separador es llevar al gas a
condiciones tales que se pueda obtener la mejor extracción de gotas de líquido en el
extractor de neblina. Se conoce por experiencia de campo que si en la sección de gas se
logra liberar gotas de 100 micras, el extractor de neblina no se inundara y podrá
remover gotas de entre 10 y 100 micras de diámetro. Las ecuaciones para diseñar la
capacidad del gas en esta sección del separador, están basadas en la remoción de gotas
de líquido de hasta 100 micras, en algunos casos puede no ser satisfactorio pero las
técnicas pueden ser fácilmente modificables para cualquier tamaño de gota.
Para separadores usados en campos petroleros usualmente se requiere de la sección de
separación de gas. Pero existen casos especiales donde el separador es diseñado para
remover pequeñas cantidades de líquido, que podría condensarse si en el flujo de gas
existen variaciones de presión y temperatura después de pasar por el separador y el
extractor de neblina. A estos separadores comúnmente se los conoce como scrubbers o
depuradores y pueden ser diseñados para remover gotas de líquido de hasta 500 micras
de diámetro sin inundar sus extractores de neblina. Generalmente se usan en locaciones
donde el gas separado va a ser usado como combustible, en succiones para el
compresor, etc.
Los scrubbers para el venteo o quema de gas son diseñados para evitar que grandes
cantidades de líquido sean liberados a la atmósfera a través de los sistemas de venteo o
alivio. Este tipo de scrubbers son diseñados para remover gotas de líquido entre 400 y
500 micrones de diámetro dentro de la sección de separación gravitacional. No se
45
instala un extractor de neblina en los equipos debido a que pudieran causar un
taponamiento y problemas de seguridad.
2.4.1.3.3 Tiempo de Residencia o Retención
Una vez que el fluido ingresa al separador, este debe ser retenido por un tiempo para
permitir que el gas y el líquido alcancen el equilibrio a condiciones de presión de
operación. El tiempo de residencia puede ser definido como el tiempo promedio que
una molécula de líquido es retenida en el separador bajo el régimen de flujo de tapón.
Por lo tanto el tiempo de residencia es la relación que se deriva del volumen de
almacenamiento de líquido y la tasa de flujo del líquido. Generalmente un tiempo de
residencia entre 30 segundos y 3 minutos es suficiente. Para petróleo con tendencia a
formar espuma es necesario un tiempo hasta cuatro veces mayor es decir un rango entre
2 y 12 minutos.
2.4.1.4 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES
Para poder dimensionar un separador horizontal es preciso seleccionar una longitud del
recipiente de costura a costura y un diámetro. La elección debe ser tal que satisfaga los
requerimientos de la capacidad de gas, que permite que las gotas de líquido se
precipiten del gas y caigan hacia el espacio de volumen de líquidos esto mientras el
flujo de gas pasa atraviesa la longitud efectiva del recipiente. Además la elección debe
proveer el tiempo de residencia o retención necesario para que el líquido y el gas
lleguen al equilibrio.
Para un separador lleno hasta el 50% de líquido y una separación de gotas de 100
micras de diámetro se pueden aplicar las siguientes ecuaciones:
46
2.4.1.4.1 Capacidad del Gas
ECUACIÓN Nº 2.19
CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL GAS EN SEPARADORES
HORIZONTALES BIFÁSICOS
KP
QZTdL
g
eff
..0.42
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Donde: d= diámetro interno del separador, pulgadas
Leff = longitud efectiva del separador (donde ocurre la separación), pies
Puede ser calculado aproximadamente 0.75 veces el largo de costura a costura
T= temperatura de operación °R
Qg = tasa de flujo de gas, MMPCN/día
P = presión de operación, psia.
Z= factor de desviación del gas
K es una constante que depende de las propiedades del líquido y del gas, además del
tamaño de la gota a ser separada de la corriente del gas. K se define como:
ECUACIÓN Nº 2.20
CÁLCULO DE LA CONSTANTE “K” PARA CAPACIDAD DEL GAS
2/1
..
.D
gl
gCK
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
47
Donde: CD = coeficiente de fricción
ρl= densidad del líquido, lb. /pie3
ρg= densidad del gas, lb. /pie3
La constante K puede obtenerse de la figura 2.11, para una separación de gotas de un
diámetro de hasta 100 micras.
FIGURA 2.11
DETERMINACIÓN DE LA CONSTANTE K
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Vinicio Melo
48
ECUACIÓN Nº 2.21
CÁLCULO DE “K” PARA INTERPOLACIÓN GRÁFICA
T
Pg
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
2.4.1.4.2 Capacidad del Líquido
Se puede calcular mediante la siguiente ecuación:
ECUACIÓN Nº 2.22
CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL LÍQUIDO
7.0
2 lreff
QtLd
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Donde: tr= tiempo de residencia deseado en minutos
Ql= tasa de líquido bls/día.
2.4.1.4.3 Longitud de Costura a Costura y Relación de Esbeltez
La longitud de costura a costura puede ser determinada geométricamente, una vez que
se calcule la longitud efectiva. Debe considerarse un espacio para el desviador de flujo
de entrada y para el extractor de neblina. Para este propósito la siguiente aproximación
puede ser muy útil.
49
ECUACIÓN Nº 2.23
CÁLCULO DE LA LONGITUD DE COSTURA A COSTURA Y RELACIÓN DE
ESBELTEZ PARA LÍQUIDO Y PARA GAS
effss
effss
LL
dLL
3
4
12
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Las Ecuaciones 2.20 y 2.23 permiten varias opciones de diámetro y longitud. Puede
demostrarse que un menor diámetro de separador significa menos peso, lo cual en
términos de costos es un menor gasto. Cabe recalcar que a partir de un punto, cualquier
reducción del diámetro aumentaría las posibilidades de crear turbulencia en la corriente
de gas, lo que generaría oleadas que arrastrarían líquidos nuevamente en la interfase
gas-líquido. Esta situación es difícil de predecir, aunque se ha demostrado que si
gobierna la capacidad del gas y la relación de esbeltez (longitud dividida para el
diámetro), es mayor que 4 o 5, el re-arrastre podría a llegar a ser un problema. La
ecuación 2.24. Indica que los valores deben ser iguales a mayores a 1. Aunque la
mayoría de los separadores se diseñan con una relación de esbeltez de 3 a 4.
Para capacidad del gas
Parar capacidad del
líquido.
50
2.4.1.5 PROCEDIMIENTO PARA DISEÑAR SEPARADORES
HORIZONTALES
Los pasos a seguir se enumeran a continuación:
1. Calcular los valores de diámetro y longitud efectiva, que satisfagan la restricción de
la capacidad del gas, mediante la ecuación 2.19
2. Calcular los valores de d y Leff que proporcionen la capacidad del líquido y el
tiempo de residencia necesario, usando la ecuación 2.22.
3. Obtener el valor de la longitud de costura a costura usando las ecuaciones 2.23
4. Seleccionar el diámetro y tamaño adecuados. Generalmente las relaciones de
esbeltez están entre un valor de 3 a 4. (12 Lss/d) no se debe exceder el valor de 5, por
los efectos antes mencionados.
2.4.2 SEPARADORES TRIFÁSICOS: PETRÓLEO, GAS Y AGUA
Los conceptos para el diseño de separadores que se han tratado en el caso de los
separadores bifásicos, también se pueden aplicar a este tipo de separadores de tres fases,
a la depuración y a la limpieza de gas. Comúnmente estos tres procesos son usados en el
campo y particularmente se explicará la separación trifásica.
Cuando el petróleo y el agua se unen con alguna intensidad y luego esta unión se la deja
en reposo, al fondo del recipiente aparecerá una capa de agua libre relativamente limpia,
la misma que ira variando en su altura de acuerdo con el tiempo, después de que
transcurra este periodo de tiempo de reposo que varía entre tres y veinte minutos, los
51
cambios en la altura del agua serán despreciables y la capa de agua se estabilizará.
Figura 2.12.
La fracción de agua que se obtiene de la separación gravitacional se denomina agua
libre. Normalmente es conveniente separar el agua libre primero antes de empezar con
el tratamiento de las demás fases.
FIGURA 2.12
VARIACIÓN DE LA ALTURA DE LA CAPA DE AGUA CON EL TIEMPO EN
LA SEPARACIÓN GRAVITACIONAL
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Los separadores trifásicos, conocidos comúnmente como free water knockouts o
separadores de agua libre, son usados para remover y separar cualquier fase de agua
libre que pueda estar presente. En estos equipos se separa aproximadamente el 80% del
agua que llega desde los diferentes Wellpad o múltiples.
52
Adicionalmente estos separadores tienen un sistema de sand jet que nos permite realizar
limpiezas internas para eliminar la acumulación de arenas y sólidos en el fondo del
recipiente.
Debido a que el flujo ingresa al equipo directamente desde un pozo productor o de un
separador que opera a una presión más elevada, el separador trifásico debe ser diseñado
con el propósito de separar el agua y el petróleo así como también el gas que se libera
del líquido.
Los criterios para el diseño de un separador de tres fases, son idénticos a los que se
explicaron respecto de los separadores bifásicos en la sección 2.4.1. Y adicionalmente
se debe considerar la tasa de separación gravitacional líquido-líquido; y el hecho de que
es necesario agregar algunos medios para remover el agua libre.
2.4.2.1 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS
2.4.2.1.1 Separadores Horizontales
Los separadores trifásicos son diseñados como recipientes presurizados, tanto en
configuración horizontal como vertical. Un separador horizontal trifásico tipo free
water knock out es mostrado en la figura 2.13.
El fluido ingresa al separador y choca contra el desviador de flujo de entrada, este
cambio brusco en la dirección y la velocidad de la corriente de fluido causa la
separación inicial del gas y líquido. Generalmente el desviador o invertidor de flujo de
entrada contiene un tubo de descenso que dirige al flujo de líquido por debajo de la zona
53
de la interfase gas-petróleo y lo ubica cerca del nivel petróleo-agua. La sección de
recolección del líquido del recipiente, proporciona el tiempo suficiente para permitir
que el petróleo y la emulsión formen una almohadilla sobre el nivel de agua libre, la
misma que se asienta al fondo del separador. En el separador horizontal típico se tiene
un vertedero y controlador de interfase; el vertedero controla el nivel del petróleo y el
regulador de interfase mantiene el nivel del agua. El petróleo se desnata por encima del
vertedero; el nivel de petróleo después de pasar por el vertedero se controla mediante el
regulador de nivel que opera la válvula de descarga de petróleo.
El agua producida fluye a través de una boquilla ubicada antes del vertedero de
petróleo. Un controlador de nivel de interfase, detecta la altura de la interfase agua-
petróleo, este envía una señal a la válvula de descarga de agua, para que esta deje salir
la cantidad correcta de agua del separador, y de esta forma se logra mantener la altura
de diseño de la interfase agua-petróleo.
La corriente de gas fluye horizontalmente y sale a través de un extractor de neblina, y
hacia una válvula de control de presión que regula y mantiene constante la presión
dentro del separador. El nivel de la interfase agua-petróleo puede variar desde la mitad
hasta un 75% del diámetro, dependiendo de la importancia relativa de la separación gas-
líquido, generalmente la configuración usada es de la mitad del diámetro y este criterio
se usa para las ecuaciones de diseño de esta sección.
54
FIGURA 2.13
ESQUEMA DE UN SEPARADOR HORIZONTAL DE TRES FASES (FWKO.)
Fuente: ACEROS INDUSTRIALES DEL ECUADOR S.A.
Elaborado por: Llerena Wilson
Una configuración alterna conocida como diseño de “compartimiento y vertedero” es
mostrada en la figura 2.14. Este diseño no utiliza un controlador de nivel de interfase ya
que no es necesario. Tanto el petróleo como el agua fluyen a través del separador por
encima de los vertederos. La regulación del nivel de internase lo realiza un flotador
perforado. El petróleo desborda el vertedero de petróleo y va hacia un compartimiento
donde su nivel se regula con un controlador de nivel que opera la válvula de descarga de
petróleo según se ha establecido previamente. El agua a su vez fluye por debajo del
compartimiento de petróleo hasta llegar al vertedero de agua, desbordándolo; una vez el
agua haya pasado el vertedero, su nivel es regulado por un controlador de nivel que
acciona la válvula de descarga del agua.
55
La altura del vertedero de petróleo controla el nivel del líquido en el separador. Y la
diferencia de alturas entre el vertedero de petróleo y de agua maneja el espesor de la
capa de petróleo debido a la diferencia de gravedades específicas. Cabe señalar la
importancia de que la altura del vertedero de agua debe ser lo suficientemente menor
que la altura del vertedero de petróleo, de manera que la capa de petróleo provea el
tiempo de residencia suficiente, ya que esto es crítico en la operación del separador. Si
la altura del vertedero de agua está demasiado baja y la diferencia de las gravedades
específicas no es tan pronunciada como se tenía previsto, podría ocurrir que la capa de
petróleo desborde el compartimiento y sea arrastrado nuevamente en la corriente que
fluye debajo del compartimiento de petróleo y salga junto con el agua por la salida de
agua. Generalmente ninguno de los vertederos de agua o petróleo son fabricados con
características ajustables, de tal manera que los cambios en las gravedades específicas o
en las tasas de flujo pueden ser compensados.
56
FIGURA 2.14
DISEÑO ALTERNATIVO DE VERTEDERO Y COMPARTIMIENTO DE
PETRÓLEO
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
En el libro “Sistemas de Producción en Campos Petroleros” del Autor Ing. Vinicio
Melo: “Si se quiere obtener la altura deseada de la capa de petróleo, el vertedero de
agua debería instalarse a una distancia debajo del vertedero de petróleo, calculada al
igualar las presiones hidrostáticas en el punto A obtenidas a al izquierda y a la derecha
del compartimiento de petróleo…5 según la figura 2.15.
5 MELO, VINICIO, Sistemas de producción en campos petroleros, Capítulo 3, “Separadores de tres fases”, 2007 pp
117.
Agua
Pet
róle
o
Salida de
agua
Compartimiento de
petróleo Salida de
Petróleo
Válvulas de
control de Nivel
Vertedero
de agua
Salida
de gas
Petróleo y Emulsión
Agua
Desviador de
flujo
Entrada
Extractor de
neblina
Válvula de control de
presión
57
FIGURA 2.15
ESQUEMA PARA DETERMINAR LA ALTURA DE LA CAPA DE
PETRÓLEO, ho.
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Entonces podemos realizar los calculas para determinar la diferencia de altura entre los
vertederos de agua y petróleo. Así tenemos lo siguiente:
h´w
hw
ho
Vertedero de
agua
A
Vertedero de petróleo
Agua
Petróleo
58
ECUACIÓN Nº 2.24
DETERMINACIÓN DE LA DIFERENCIA DE ALTURA DEL VERTEDERO DE
PETRÓLEO Y EL VERTEDERO DE AGUA.
w
oo
w
ooo
w
oo
wwo
o
w
ow
w
oowww
wwwwoo
hh
hhhh
hhhh
hhp
hhh
hhh
1
1
'
'´
'
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Donde: ∆h= distancia entre el vertedero de petróleo y el vertedero de agua, pg
ho=altura deseada de la capa de petróleo, pg
ρo= densidad del petróleo lb./pie3
ρw= densidad del agua en lb./pie3
El control de la interfase tiene la ventaja de ser ajustable de manera muy sencilla,
permitiendo manejar los posibles cambios de gravedades específicas del petróleo y del
agua, así como las variaciones en las tasas de flujo. A pesar de esto es recomendable
que en instalaciones donde se manejen crudos pesados o donde se prevea tener grandes
cantidades de emulsiones o parafinas, se use un controlador de vertedero y del
compartimiento de petróleo para poder identificar la interfase que bajo las condiciones
citadas es difícil de identificar.
59
2.4.2.1.2 Separadores Verticales
Al igual que el separador horizontal, el flujo ingresa al separador por un costado, el
desviador de flujo de entrada, separa el volumen total de gas. Es necesario un tubo de
descenso para dirigir al líquido a través de la interfase de gas-petróleo y no interferir
negativamente en el proceso de desnatado del petróleo; adicionalmente se requiere de
una chimenea para igualar la presión del gas entre la sección más baja y la sección de
gas. Figura 2.16.
El final del tubo de descenso llamado distribuidor o salida se localiza en la interfase
petróleo-agua. Desde este punto, mientras el nivel de petróleo suba, cualquier vestigio
de agua libre que se encuentre entrampada en la fase del petróleo se remueve. Las gotas
de agua fluyen en dirección opuesta al flujo de petróleo y de igual manera ocurre con
las gotas de petróleo que tienden a subir en contra flujo con la corriente de agua.
Adicionalmente se usa un cono en el fondo de los separadores de tres fases, sobre todo
cuando se espera que la producción de arena sea significativa y pueda causar problemas.
Este cono puede ubicarse en un ángulo de 45° o 60° respecto del plano horizontal,
además puede ser instalado como un componente externo o interno del separador; si es
este último caso, es necesario instalar una línea compensadora de gas para asegurarse de
que la presión de gas alrededor del cono sea igual a la de la sección de gas.
60
FIGURA 2.16
SEPARADOR VERTICAL TRIFÁSICO
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
2.4.2.1.3 Selección de un Separador Horizontal o Vertical
Los criterios para seleccionar una u otra configuración se han explicado con
anterioridad, sin embargo cabe resaltar que para la separación de tres fases, la geometría
de flujo horizontal es más favorable para el proceso, también se puede recalcar que
pueden existir razones que no correspondan al proceso por las cuales sea mejor escoger
una configuración vertical para el separador en ciertas aplicaciones.
Chimenea
Agua
Válvula de control de
presión
Entrada
Salida de
Petróleo
Válvulas de
control de nivel
Salida de
agua
Distribuidor
Extractor de
neblina
Tubo de
descenso de
petróleo
Desviador de
flujo
Salida
de gas
61
2.4.2.2 COMPONENTES INTERNOS DEL SEPARADOR
La mayoría de componentes internos ya fueron explicados, quedando apenas para
explicar dos componentes internos adicionales como son las placas de coalescencia y
las boquillas desarenadotas. Para favorecer la coalescencia de las gotas de petróleo que
están entrampadas en la fase de agua y viceversa, se pueden utilizar algunos diseños de
placas coalescentes y tubos coalescedores.
2.4.2.2.1 Placas de Coalescencia
Las placas de coalescencia como se dijo son elementos que ayudan a que se produzca la
coalescencia de las gotas de petróleo suspendidas en el agua y de igual manera de las
gotas de agua que están entrampadas en el petróleo. Se ha comprobado mediante
pruebas, que el uso de estos elementos coalescentes puede favorecer a una disminución
del tamaño del separador, ya que pueden extender las capacidades de los separadores
trifásicos y beneficiar a aquellas aplicaciones donde hay serias limitaciones de espacio.
2.4.2.2.2 Boquillas Desarenadoras y Drenajes
Una de las preocupaciones que se tiene en los separadores horizontales de tres fases es
la acumulación de sólidos en el fondo del separador, ya que estos sedimentos pueden
perturbar el funcionamiento del equipo, debido a que ocupan un volumen dentro del
separador. Normalmente los sólidos se depositan al fondo y pueden llegar a
compactarse.
Para remover los sólidos se operan de manera controlada, unos drenajes de arena
ubicados en la base de los separadores, entonces se bombea un fluido a presión que
generalmente es el agua producida, a través de las boquillas desarenadotas para remover
62
los sólidos y expulsarlos por los drenajes. Estas boquillas son diseñadas normalmente
para una velocidad en la punta de 20 pies/segundo y dirigidas de tal manera que cubran
una buena parte del fondo del separador.
Para evitar que los sedimentos taponen a los drenajes, se ubican a la salida de los
mismos, cubetas o vasijas de recolección de arena.
63
FIGURA 2.17
ESQUEMA INTERNO DE UN SEPARADOR HORIZONTAL TRIFÁSICO FWKO
Fuente: ACEROS INDUSTRIALES DEL ECUADOR S.A.
Elaborado por: Llerena Wilson
64
2.4.3 PROBLEMAS OPERATIVOS POTENCIALES
Los problemas que se describen a continuación pueden aplicarse a separadores bifásicos
y trifásicos.
2.4.3.1 PARAFINAS
El funcionamiento del separador puede verse gravemente afectado por la acumulación
de parafinas, las placas de coalescencia en la sección líquida y las mallas de alambre de
los extractores de neblina en la sección de vapor son principalmente afectados por la
acumulación de parafinas que pueden llegar a taponarlos. Por lo tanto es necesario
cuando se ha determinado que la parafina es un problema existente o potencial, utilizar
extractores de neblina del tipo de placas. Los desagües, accesos y boquillas permiten la
limpieza de los componentes internos del separador mediante el uso de solventes, vapor
u otro tipo de sustancias químicas.
2.4.3.2 CRUDOS ESPUMANTES
Una espuma es el resultado de la incorporación mecánica de gas dentro de una fase
líquida. La consecuencia es la formación de burbujas en las cuales la película de líquido
rodea un volumen de gas que tiende a ascender en una columna de espuma.
La espuma en el crudo es ocasionada principalmente por el contenido de impurezas en
el petróleo crudo, exceptuando al agua. Por lo tanto es impráctico removerlas antes de
que el crudo llegue al separador. La espuma no representaría un problema en la
operación de separación si existe un tiempo de residencia necesario y la suficiente área
de coalescencia par que la espuma se rompa.
65
Si la espuma se presenta, constituye un problema triple en el separador:
1. el control del nivel del líquido en las interfases se dificulta, ya que cualquier
elemento de control debe encargarse de tres fases líquidas en vez de dos.
2. La espuma puede llegar a ocupar mucho espacio del separador, el mismo que podría
estar destinado para la recolección de líquido o de separación gravitacional.
3. En una acumulación de espuma que sea inestable y descontrolada, llega a ser
imposible remover el gas liberado del petróleo o el petróleo desgasificado, sin que se
arrastre en las corrientes de salida algo de espuma.
Tienen mayor tendencia a espumar:
• Los crudos que tienen < 40 API.
• El fluido que tiene < 160 ºF.
• El fluido que tiene viscosidad > 53 cPoise (5000 SSU) a la temperatura de
operación.
Como dice GPA estudios y servicios petroleros en su nota técnica No 33 Espumas en
Sistemas de Hidrocarburos: Origen, Consecuencias y Soluciones “Cuando se deben
separar fluidos con espumas se requieren mayores tiempos de residencia (a veces de tres
veces) y/o diseños particulares de separador”...6
Además de la necesidad de mayor tiempo de residencia (en muchos casos no se dispone
del mismo) es muy importante para la ruptura de la espuma: la agitación, la temperatura
operativa y la necesidad de placas coalescedoras internas en el separador, como las
anteriormente mostradas en la figura 2.8.
6 G.P.A. ESTUDIOS Y SERVICIOS PETROLEROS S.R.L, Espumas en sistemas de hidrocarburos: origen,
consecuencias y soluciones, PDF Nota técnica No 33, 2004 pp 5.
66
Puede ocurrir que el mayor entrampamiento de burbujas de gas se deba a un importante
aumento en la viscosidad del fluido por un descenso en la temperatura.
Aun cuando los separadores más comunes en producción son verticales (se los prefiere
por su flexibilidad operativa), los más eficientes para el tratamiento de petróleo que
espuman son los horizontales, porque proveen mayor relación área-volumen, esto
significa mayor superficie de liberación de gas.
Como en otros procesos de separación, la agitación provee mayor velocidad de
coalescencia para las burbujas de gas, ello se logra con la incorporación de baffles
internos, más comúnmente conocidos como placas de coalescencia.
Una temperatura más alta de separación favorece la ruptura de espumas porque reduce
la tensión interfacial Gas-Líquido y la viscosidad. Así como la temperatura favorece las
colisiones entre gotas de agua en la deshidratación, también lo hace con las burbujas de
gas liberado del crudo.
Otra consecuencia no deseada de la espuma es el ingreso de petróleo a la corriente
gaseosa que sale del separador. Si el mismo es un equipo nuevo, el crudo contamina el
gas y aguas abajo interfiere en los procesos de tratamiento e instrumentos.
En separadores que estén obsoletos y/o mal diseñados puede suceder que el crudo sea
transportado en grandes cantidades al quemador.
67
La comparación de las tendencias a formar espuma de un crudo conocido con respecto a
otro crudo nuevo del cual aun no se conoce información operacional, puede obtenerse
mediante el uso de comparador de espuma. Los resultados proveen una comparación del
problema que puede esperarse con el crudo nuevo en referencia de lo ocurrido con el
crudo ya conocido. Por lo tanto pueden realizarse ajustes al diseño del separador de
acuerdo con aquellos que han sido satisfactorios para el caso conocido.
2.4.3.3 ARENA
La presencia de arena en la operación de los separadores puede ser muy perjudicial, ya
que puede causar un mal funcionamiento de los asientos de las válvulas así como su
desgaste, además taponamiento de los componentes internos del separador y
acumulación en el fondo del recipiente. Las válvulas pueden ser equipadas con asientos
duros especiales que resistan las condiciones de operación y minimicen los efectos de la
arena. Como se había presentado anteriormente, la arena puede ser desalojada del
separador mediante boquillas de arena y los drenajes.
El taponamiento de los elementos internos del separador es un inconveniente que debe
ser considerado al momento diseñar el separador. Un diseño que permita una buena
separación de fases y tenga un minimito de trampas donde se puedan acumular los
sólidos puede ser particularmente difícil de lograr, debido a que un diseño que
proporcione una efectiva separación de fases agua-gas-petróleo, a menudo también
proporciona espacios para que se acule la arena. Por lo cual un diseño que equilibre
estos factores seria el adecuado.
68
2.4.3.4 EMULSIONES
Las emulsiones o dispersiones son un potencial problema que pueden causar
dificultades en la operación de separación de fases. Normalmente estas dispersiones se
forman en la interfase agua-petróleo después de un tiempo de que se han acumulado en
esa zona junto con materiales sólidos, parafinas, etc. Esto causará que se tenga un efecto
negativo en el control del nivel de líquido, además de reducir el tiempo de residencia
efectivo para el petróleo o el agua en el recipiente. Entonces se tiene que ocurre una
disminución de la eficiencia con la que le separador precisamente separa las fases agua-
petróleo. La adición de químicos demulsificantes es beneficiosa para reducir estos
efectos.
Frecuentemente es posible disminuir apreciablemente el tiempo de asentamiento
necesario para la separación agua-petróleo mediante la aplicación de calor en la sección
líquida del separador y/o mediante la adición de químicos demulsificantes.
2.4.3.5 DERRAMES DE LÍQUIDOS Y ESCAPES DE GAS
Los derrames de líquidos y escapes de gas son problemas operacionales muy comunes.
Los derrames de líquido ocurren principalmente cuando en la corriente de gas, escapa el
líquido libre. Esto puede ocurrir si el nivel del líquido es muy alto, daño en los
componentes internos del separador, presencia de espuma, diseño inapropiado y
deficiente del separador, taponamiento de las descargas de líquido o por exceder la tasa
de diseño del separador.
69
Por otro lado los escapes de gas ocurren cuando el gas escapa en la corriente de líquido
y puede ser una indicación de fallas de control en el nivel, vórtices, bajo nivel del
líquido o incluso una presión de separación inadecuada.
2.4.4 TEORÍA
2.4.4.1 SEPARACIÓN DE GAS
Los conceptos y ecuaciones referentes a la separación de dos fases que se revisaron en
la sección 2.4.1. Son aplicables para la separación de tres fases.
2.4.4.2 ASENTAMIENTO PETRÓLEO-AGUA
Se puede demostrar que el flujo alrededor de las gotas de petróleo que se separan del
agua y a su vez de las gotas de agua que son removidas del petróleo, es de régimen
laminar y entonces es aplicable la ley de Stokes (ecuación 2.16). La velocidad terminal
de la gota es.
( )µ
γ 261078.1 mt
dxV ∆=
−
Donde: Vt = velocidad final de asentamiento, pies/segundo
diferencia de gravedades específicas entre el agua y el petróleo ═ץ ∆
dm= diámetro de la gota en micras
µ = viscosidad del gas, Cp.
2.4.4.3 TAMAÑO DE LA GOTA DE AGUA EN EL PETRÓLEO
Existe dificultad al momento de predecir el tamaño de la gota de agua que debe ser
removida de la fase de petróleo, esto si es que no existe un estudio de laboratorio que
70
arroje datos confiables, o se obtenga datos de campos cercanos. Se han obtenido
resultados positivos dimensionando la capa de petróleo de tal manera que las gotas de
agua de 500 micrones o mayores se separen. Si este criterio se cumple la emulsión a ser
tratada posteriormente por los equipos tratadores, debería tener un contenido entre 5% y
10% de agua, sin la necesidad de utilizar un excesivo tratamiento químico.
2.4.4.4 TAMAÑO DE LA GOTA DE PETRÓLEO EN EL AGUA
Mediante la ecuación de Stokes (2.16), se puede observar que es más sencillo separar
las gotas de petróleo del agua que separar las gotas de agua de la corriente de petróleo.
La viscosidad del crudo es 5 a 20 veces mayor que la del agua. El propósito principal de
la separación trifásica es preparar al petróleo para el tratamiento posterior. Según
experiencia de campo se conoce que el contenido de petróleo en la corriente de agua
que sale de un separador trifásico diseñado para eliminar el agua libre de la corriente de
petróleo, puede estar en el orden de unos pocos cientos de mg/L. y 2000 mg/L. para
separar adicionalmente las gotas de petróleo contenidas en esta corriente, será necesario
tratar al agua posteriormente. El dimensionamiento para remover las gotas de petróleo
del agua no parece ser un criterio significante.
2.4.4.5 TIEMPO DE RESIDENCIA
Un periodo de tiempo de almacenamiento dentro del separador es necesario para que le
petróleo alcance el equilibrio y el gas contenido en él, se pueda liberar rápidamente.
Adicionalmente se requiere un periodo de almacenamiento para permitir que el agua
libre tenga de tiempo de coalescer en gotas de mayor tamaño para que puedan
descender y asentarse según la ecuación de Stokes. (2.16). normalmente un tiempo de
71
residencia entre tres y treinta minutos es utilizado para estos propósitos, dependiendo de
los datos de campo y de laboratorio obtenidos. En caso de no existir los datos se toma
un tiempo de residencia de diez minutos para propósitos de diseño.
Además de lo descrito para el petróleo, el agua necesita un periodo adicional de
almacenamiento para provocar que las mayoría de las gotas grandes de petróleo
entrampas en el agua puedan coalescer y subir hasta la zona de la interfase agua-
petróleo. Para esta circunstancia es común usar un tiempo de residencia entre tres y
treinta minutos de acuerdo a los datos de laboratorio que se tengan. O se puede asumir
un tiempo como el ya descrito de 10 minutos como una aproximación conservadora.
2.4.5 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES DE TRES FASES
Las siguientes pautas y conceptos pueden ser utilizados para dimensionar inicialmente a
los separadores trifásicos. Sin embargo cabe recalcar que son pautas complementarias y
una guía que no puede reemplazar la experiencia operacional.
La determinación del tamaño y tipo de separador debe hacerse de forma individual.
Deben ser considerados todos los aspectos de funcionamiento, incluso las
incertidumbres en cuanto a las tasas de flujo y las propiedades de diseño. Por lo tanto la
interrelación entre las dimensiones de diseño y las incertidumbres en los parámetros de
diseño deben ser cuidadosamente evaluadas y no asumir las recomendaciones del
fabricante del equipo.
72
2.4.5.1 SEPARADORES HORIZONTALES
Es necesario para el dimensionamiento de un separador horizontal trifásico que se
especifique el diámetro del equipo y la longitud de costura a costura del separador. Las
consideraciones en cuanto a la capacidad del gas y del tiempo de residencia permiten
establecer ciertas combinaciones aceptables de diámetro y de longitud. Debido a que
existe una necesidad establecida de separar las gotas de agua de 500 micras o mayores
de la fase petróleo, se establece un diámetro máximo para el equipo.
2.4.5.1.1 Capacidad del Gas
Las limitaciones de la capacidad del gas proporcionan la siguiente fórmula,
anteriormente utilizada en la sección de dimensionamiento de separadores bifásicos
2.4.1.
ECUACIÓN Nº 2.25
CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL GAS EN SEPARADORES TRIFÁSICOS
KP
QZTdL
g
eff
..0.42
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Llerena Wilson
Donde: d= diámetro interno del separador, pulgadas
Leff = longitud efectiva del separador (donde ocurre la separación), pies
Puede ser calculado aproximadamente 0.75 veces el largo de costura a costura
T= temperatura de operación °R
Qg = tasa de flujo de gas, MMPCN/día
P = presión de operación, psia.
73
Z= factor de desviación del gas
K= constante
2.4.5.1.2 Tiempo de Residencia
De acuerdo con las restricciones de tiempo de residencia se pueden obtener también
aceptables combinaciones de dimensiones del separador (diámetro y longitud efectiva).
ECUACIÓN Nº 2.26
DETERMINACIÓN DE DIÁMETROS Y LONGITUDES PARA
SEPARADORES A PARTIR DEL TIEMPO DE RESIDENCIA
( )( ) ( )( )[ ]orowrweff tQtQLd += 42.12
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
Donde: Qw= tasa de flujo del agua, bls/día
(tr )w = tiempo de residencia del agua, en minutos
Qo= tasa de flujo del petróleo bls/día
(tr )o= tiempo de residencia del petróleo, en minutos
2.4.5.1.3 Ecuación de Asentamiento
Hay un límite máximo del espesor de la capa de petróleo, para permitir que las gotas de
agua de 500 micras se puedan separan de esta capa y esta determinado por la siguiente
ecuación.
74
ECUACIÓN Nº 2.27
CÁLCULO DEL ESPESOR DE LA CAPA DE PETRÓLEO
( ) ( )µ
γ moro
dth
200128.0 ∆=
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
Este espesor de la capa de petróleo es el máximo que puede permitirse y es una
restricción para permitir que las gotas de agua todavía se puedan separar en el tiempo de
residencia del petróleo.
Para dm= 500 micras.
ECUACIÓN Nº 2.28
CÁLCULO DEL ESPESOR MÁXIMO DE LA CAPA DE PETRÓLEO PARA
500 MICRAS
( ) ( )µ
γ∆= ort
320 )(h
maxo
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
Cuando tenemos especificado un tiempo de residencia tanto para el petróleo como para
el agua, dado la restricción del espesor máximo de la capa de petróleo se establece un
diámetro máximo de acuerdo con el siguiente procedimiento.
1. Se debe calcular el espesor máximo de la capa de petróleo (ho) max
2. Calcular la fracción de área de la sección transversal ocupada por la fase de agua,
mediante la siguiente ecuación:
75
ECUACIÓN Nº 2.29
CÁLCULO DE LA FRACCIÓN DEL ÁREA DE LA SECCIÓN TRANSVERSAL
OCUPADA POR LA FASE AGUA
( )( ) ( )wrworo
wrww
tQtQtQ
AA
+= 5.0
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
3. Obtenidos los datos, vamos a la figura 2.19 y se determina el coeficiente para Z
4. Calcular dmax de:
ECUACIÓN Nº 2.30
DETERMINACIÓN DEL DIÁMETRO MÁXIMO, PARA LA SEPARACIÓN DE
GOTAS DE AGUA DE HASTA 500 MICRAS
( )dh
ZdondeZ
hd oo == ..,max
max
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson
Si alguna de las combinaciones (diámetro, longitud efectiva) logra satisfacer las
necesidades presentadas por las tres ecuaciones (2.25, 2.26, 2.27), entonces cumplirá
con el requerimiento y criterio de que será posible separar las gotas de agua de hasta
500 micras.
76
FIGURA 2.18
DETERMINACIÓN DEL COEFICIENTE β PARA UN
CILINDRO LLENO HASTA LA MITAD CON LÍQUIDO
Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros
Elaborado por: Vinicio Melo
2.4.5.1.4 Longitud Costura a Costura y Relación de Esbeltez
La longitud del separador de costura a costura puede ser calculada mediante la
aplicación de las ecuaciones usadas en el caso de los separadores bifásicos. Si en el
dimensionamiento del equipo es predominante la capacidad del gas debe utilizarse una
relación de esbeltez limitada de 4 a 5 para evitar el re-arrastre de líquido a la fase de
vapor en la interfase gas-liquido. Pero si es considerado predominante la capacidad del
liquido, puede utilizarse una relación de esbeltez más elevada. Pueden ocasionarse olas
77
internas en la interfase agua-petróleo, por lo tanto si no existen estudios específicos, se
recomiendo usar relaciones de esbeltez menores a 6. La mayoría de separadores
horizontales trifásicos tienen un dimensionamiento cuya relación de esbeltez esta en el
orden entre 3 y 5.
2.4.6. PROCEDIMIENTO PARA DIMENSIONAR SEPARADORES
HORIZONTALES DE TRES FASES
1. Seleccionar un tiempo de residencia para el petróleo (tr )o y para el agua (tr)w.
2. Calcular (ho)max. Usar como dato valido que le diámetro de la gota de agua es de 500
micras en caso de que no exista otra información.
( ) ( )µ
γ 2
maxo
00128.0 )(h
mor dt ∆=
Para 500 micras: ( ) ( )µ
γ∆= ort
320 )(h
maxo
3. Obtener el valor de Aw/A.
( )( ) ( )wrworo
wrww
tQtQtQ
AA
+= 5.0
4. calcular ho/d mediante la figura 2.19
5. Determinar dmax.
( )dh
hd
o
o
/max
max =
Nota. dmax. Depende de Qo, Qw, (tr)o y (tr)w
78
6. Calcular combinaciones de diámetro y longitud efectiva, para diámetros menores al
diestro máximo, que puedan satisfacer las restricciones de la capacidad del gas. Usando
un tamaño de gota de 100 micrones si ninguna información adicional está disponible.
KP
QZTdL g
eff ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡=
..0.42
2/1
420⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
−=
m
D
gl
ggeff d
CP
TZQdL
ρρρ
7. Calcular combinaciones de diámetro y longitud efectiva, para diámetros menores a
dmax. Que cumpla con las restricciones de tiempos de retención del petróleo y del agua.
Aplicamos la ecuación 2.24.
( )( ) ( )( )[ ]orowrweff tQtQLd += 42.12
8. Determinar la longitud de costura a costura para:
effss
effss
LL
dLL
34
12
=
+=
9. Escoger dimensiones aceptables. La relación de esbeltez (12Lss/d) debe fluctuar
entre 3 y 5.
2.4.7 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO) PARA
LA ESTACIÓN PICHINCHA
Para COMPROBAR el dimensionamiento de este separador, SE CUENTA CON LOS
SIGUIENTES DATOS OBTENIDOS EN EL CAMPO:
• Tasa de flujo de gas Qg: 1.968 MMPCN/día
Para capacidad del gas Parar capacidad del líquido.
79
Gravedad específica del gas = 1.051
Tasa de flujo del petróleo Qo= 3078 bl/día (29.8 API)
Tasa de flujo del agua Qw= 14790 bl/día
Gravedad específica del agua= 1.050
Viscosidad del petróleo = 11.3 cP
Tiempo de residencia del petróleo y del agua = 8min, 10min, 12min.
Presión de operación: 25 psia
Temperatura de operación: 140 °F
Solución:
1. Calcular la diferencia en gravedades específicas.
876.0
5.13130
5.141
5.131.
5.141
o
o
o
API
174.0876.0050.1
ow
2. Determinar combinaciones de diámetro y longitud efectiva. Que cumplan las
restricciones de la capacidad del gas. Usar tamaño de gota de 100 micrones. Según
las ecuaciones 2.19 y 2.21 para determinar K.
044.0140460
25051.1 x
T
Pg
Con el valor determinado se obtiene de la figura 2.11 el valor de K = 0.120
80
KPQZT
dL geff ⎥
⎦
⎤⎢⎣
⎡=
..42
Z= 0.99 de la figura del cálculo del factor de desviación del gas.
67.235
120.025
968.1*99.0*600.42
=
⎥⎦⎤
⎢⎣⎡=
eff
eff
dL
dL
3. Calcular las combinaciones de diámetro y longitud efectiva para la separación de
gas (tabla 2.4.)
TABLA 2.4 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO)
PICHINCHA Diámetro versus longitud para la restricción de la capacidad del gas.
d(pulgadas) Leff(pies)
60 3.9
72 3.3
84 2.8
96 2.5 NOTA: debido a que los valores obtenidos de Leff. Son bajos la capacidad del gas no será predominante.
Fuente: Llerena Wilson Elaborado por: Llerena Wilson
4. Calcular el máximo espesor de la capa de petróleo mediante:
( ) ( )
4.39)(3.11174.08320(
320 )(h
max
)
maxo
max
=
=
∆=
o
o
or
h
xh
tµ
γ
81
( ) ( )
2.49)(3.11174.010320(
320 )(h
max
)
maxo
max
=
=
∆=
o
o
or
h
xh
tµ
γ
( ) ( )
9.68)(3.11174.014320(
320 )(h
max
)
maxo
max
=
=
∆=
o
o
or
h
xh
tµ
γ
5. Determinar mediante cálculo el valor de diámetro máximo para la restricción del
espesor de la capa de petróleo
( )( ) ( )
4139.0
814790830788147905.0
5.0
=
+=
+=
AA
XXX
AA
tQtQtQ
AA
W
W
wrworo
wrww
( )( ) ( )
4139.0
101479010307810147905.0
5.0
=
+=
+=
AA
XXX
AA
tQtQtQ
AA
W
W
wrworo
wrww
82
( )( ) ( )
4139.0
1479014307814147905.0
5.0
=
+=
+=
AA
XX
AA
tQtQtQ
AA
W
W
wrworo
wrww
Obtenemos con el resultado el nuevo valor de β mediante la figura 2.18
β = 0.05 entonces:
( )
adaspud
Zh
d o
lg78.78705.04.39
max
maxmax
==
=
( )
adaspud
Zh
d o
lg73.98405.0
2.49max
maxmax
==
=
( )
adaspud
Zh
d o
lg62.137805.09.68
max
maxmax
==
=
6. Calcular la restricción para la retención del líquido.
( )( ) ( )( )[ ]( ) ( )[ ]
48.202980
2462411832042.1
42.1
2
2
2
=
+=
+=
eff
eff
orowrweff
Ld
Ld
tQtQLd
83
( )( ) ( )( )[ ]( ) ( )[ ]
60.253725
307801479042.1
42.1
2
2
2
=
+=
+=
eff
eff
orowrweff
Ld
Ld
tQtQLd
( )( ) ( )( )[ ]( ) ( )[ ]
84.355215
4309220706042.1
42.1
2
2
2
=
+=
+=
eff
eff
orowrweff
Ld
Ld
tQtQLd
7. Estimar combinaciones de diámetro y longitud efectiva (tabla 2.8)
8. Calcular valores para Lss (longitud efectiva del separador donde ocurre la separación), respecto del líquido
effss LL34
=
TABLA 2.5
CAPACIDAD DEL SEPARADOR Tr = 8 min
CAPACIDAD DEL SEPARADOR TRIFÁSICO
HORIZONTAL d2 Leff = 202980.48 tr 1 ( min ) = 8
d L eff L ss 12*Lss/d plg. pies Pies 60.0 56.4 75.2 15.0 72.0 39.2 52.2 8.7 84.0 28.8 38.4 5.5 96.0 22.0 29.4 3.7 108.0 17.4 23.2 2.6 120.0 14.1 18.8 1.9 132.0 11.6 15.5 1.4
Fuente: Llerena Wilson Elaborado por: Llerena Wilson
Para capacidad del líquido.
84
TABLA 2.6
CAPACIDAD DEL SEPARADOR
Tr = 10 min
CAPACIDAD DEL SEPARADOR TRIFÁSICO
HORIZONTAL
d2 Leff = 253725.6 tr 2 ( min ) = 10
d L eff L ss 12*Lss/d
pulg. pies Pies
60.0 70.5 94.0 18.8
72.0 48.9 65.3 10.9
84.0 36.0 47.9 6.8
96.0 27.5 36.7 4.6
108.0 21.8 29.0 3.2
120.0 17.6 23.5 2.3
132.0 14.6 19.4 1.8 Fuente: Llerena Wilson
Elaborado por: Llerena Wilson
TABLA 2.7
CAPACIDAD DEL SEPARADOR
Tr = 14 min
CAPACIDAD DEL SEPARADOR TRIFÁSICO
HORIZONTAL
d2 Leff = 355215.84 tr 3 ( min ) = 14
d L eff L ss 12*Lss/d
pulg. pies Pies
60.0 98.7 131.6 26.3
72.0 68.5 91.4 15.2
84.0 50.3 67.1 9.6
96.0 38.5 51.4 6.4
108.0 30.5 40.6 4.5
120.0 24.7 32.9 3.3
132.0 20.4 27.2 2.5 Fuente: Llerena Wilson
Elaborado por: Llerena Wilson
9. Determinar la relación de esbeltez (12Lss/d). es importante mencionar que la
selección más común esta en rango de 3 a 5.
85
TABLA 2.8
CAPACIDAD DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO) PICHINCHA
Diámetro versus longitud para la restricción del tiempo de residencia del
líquido
12 Lss/d =
3
12 Lss/d =
3,5
12 Lss/d =
4
12 Lss/d
= 5
L D D d d
(pies) (plg) (plg) (plg) (plg)
12 48.00 41.14 36.00 28.80
50 200.00 171.43 150.00 120.00 Fuente: Llerena Wilson
Elaborado por: Llerena Wilson
10. Graficar los resultados escogiendo razonablemente las dimensiones
86
FIGURA 2.19
DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO) PARA LA ESTACIÓN PICHINCHA
Fuente: Llerena Wilson
Elaborado por: Llerena Wilson
30; 10032; 102
36; 108
0
20
40
60
80
100
120
140
0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0
DIA
MET
RO
DEL
SEP
AR
AD
OR
. d
( p
lg )
LONGITUD DEL SEPARADOR. Lss ( pies )
8
10
14
12 Lss/d = 3
12 Lss/d = 5
SEPARADOR ST - 1
SEPARADOR ST - 2
SEPARADOR ST - 3
DIMENSIONAMIENTO DE UN SEPARADOR TRIFASICO 20000 BFPD
tr1 ( min )t
tr2 (min)
tr3(min)
87
En función del gráfico del diseño, se recomiendan las siguientes opciones.
TABLA 2.9
OPCIONES DE DIÁMETRO Y LONGITUD PARA EL SEPARADOR
TRIFÁSICO (FWKO) PICHINCHA
MEJOR OPCIÓN
Fuente: Llerena Wilson
Elaborado por: Llerena Wilson
Diámetro (pulgadas) Longitud (pies)
Opción 1 100 30
Opción 2 102 32
Opción 3 108 36
CAPÍTULO III
88
CAPÍTULO III
3.1 ANTECEDENTES HISTÓRICOS DEL CAMPO LIBERTADOR
El campo Libertador está ubicado en la provincia de Sucumbíos, entre las coordenadas
geográficas de latitud desde 00°04’ Sur hasta 00°06’ Norte y longitud desde 76°33’00”
hasta 76°36’40” Oeste, tiene una extensión de 25000 acres, comprende varias áreas
como Atapi, Parahuacu, Frontera, Tapi, Tetete, Shushuqui, Secoya, Pichincha, Shuara,
Cuyabeno, Sansahuari y VHR.
Al momento se cuenta con 113 pozos de producción, 60 cerrados, 18 abandonados,
inyectores 13. En total pozos perforados 204.
En 1980, la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) perforó las estructuras
Secoya, Shuara y Shushuqui, con los pozos Secoya 1 entre enero y febrero, Shuara 1
entre febrero y marzo, y Shushuqui 1 entre octubre y noviembre.
Las primeras interpretaciones sísmicas, mostraban a las tres estructuras antes
mencionadas como independientes, pero, interpretaciones posteriores, sustentadas en la
información aportada por los pozos perforados, así como nuevos datos de velocidades,
permitieron elaborar un nuevo modelo estructural que integraba en un solo campo a las
estructuras Shushuqui, Pacayacu, Shuara y Secoya.
Los campos Secoya, Shuara, Shushuqui, Pacayacu empezaron su producción en 1982.
En agosto de 1992, alcanzaron su máxima producción promedio con 56651 BPPD, a
partir del cual comenzó a declinar. Actualmente tiene una producción de 17734 BPPD.
El Campo Parahuacu fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf con la perforación
del pozo Parahuacu 1, que arrancó el 4 de octubre y fue completado el 17 de Noviembre
de 1968, alcanzando la profundidad de 10173’. Dio una producción inicial de 448
89
BPPD de 31° API del reservorio “T”. Actualmente el campo tiene una producción de
1718 BPPD.
El campo Atacapi fue descubierto por Texaco con el pozo Atacapi 1, cuya perforación
se inició el 6 de Agosto, alcanzó los 9848’ de profundidad, y fue completado el 28 de
septiembre de 1968. Produjo un total de 3800 BPPD (1960 BPPD de 29 °API del
yacimiento “U” y 1840 BPPD de 3 4 ° API de “T”). Su producción arranca en
diciembre de 1978 con 4000 BPPD. Actualmente el campo tiene una producción de
5207 BPPD.
El Campo Tapi – Tetete antes considerados independientes, fue descubierto en julio de
1980 con la perforación del pozo Tetete 1, el mismo que alcanzó los 9400’ de
profundidad, y dio 1645 BPPD de los reservorios “T” (1315 BPPD, 30 °API) y “U”
(330 BPPD, 29 °API). Entre septiembre y octubre de 1985, se perforó la estructura Tapi
con el pozo Tapi 1, el que llegó a los 9183’ de profundidad y produjo 2045 BPPD de los
reservorios “T” (1333 BPPD, 29 °API) y “U” (712 BPPD, 28 °API). Este campo
arranca su producción en abril de 1984 y alcanza su máximo histórico en septiembre de
1994 con cerca de 7500 BPPD promedio, actualmente produce 2280 BPPD.
El Campo Cuyabeno – Sansahuari fue descubierto mediante la perforación del pozo
Sansahuari 1, perforado entre el 25 de octubre y el 12 de noviembre de 1979, alcanzó
una profundidad de 8268’ y produjo 2098 BPPD de 23-26 °API del reservorio “U”. El
Cuyabeno 1 por su parte fue perforado a partir del 23 de octubre, siendo completado el
24 de noviembre de 1972, llegando a los 8157’ de profundidad total. Su producción fue
de 648 BPPD de 26 °API de “U”, mientras que de la arenisca Tena Basal, solo se
obtuvieron trazas de crudo pesado.
90
En 1996, una nueva interpretación sísmica y geológica integra las dos estructuras en una
sola, lo que se confirmó con la perforación de los pozos Cuyabeno 21 y Sansahuari 10.
Este campo es puesto en producción en enero de 1984, con 806 BPPD en promedio. En
agosto de 1997, llega a los 14157 BPPD, que es su máximo histórico de producción.
Actualmente produce 12019 BPPD.
El campo llamado actualmente VHR, inicialmente llamado Cantagallo, y con ese
nombre se perforó el primer pozo entre 17 de junio y el 18 de julio de 1988.
Alcanzó una profundidad de 8330’ y dio una producción de 10617 BPPD de los
reservorios “T” (1008 BPPD, 33 °API), “U” (8617 BPP D, 32 °API), “M2” (442 BPPD,
32 °API) y Basal Tena (550 BPPD, 20 °API). En 1991, a raíz del fallecimiento de
Víctor Hugo Ruales (Ejecutivo de CEPE, uno de los artífices del arranque de la
producción de los primeros campos de la empresa), se le rebautizó con su nombre.
El campo VHR inicia su producción en marzo de 1991. Con la información sísmica
obtenida en 1987 e interpretada por CEPE-ECOPETROL se definió un alto estructural
compartido entre Ecuador y Colombia, al que se denominó Frontera-Quillasinga,
perforándose en diciembre de 1987 los pozos FTR-01, con una producción de 4500
BPPD de las arenas “Ui” y “T” y en 1988 el pozo Quillasinga-01 por ECOPETROL
Colombia, con una producción en los mismos yacimientos, actualmente el campo
produce 6819 BPPD.
Los sistemas de levantamiento artificial en el campo se distribuyen de la siguiente
manera: bombeo electrosumergible, bombeo mecánico y por flujo natural.
91
3.2 RESERVAS PROBADAS
El Campo Libertador se define como un campo maduro, ya que alcanzó el máximo
nivel de producción en su etapa de desarrollo y se encuentra en permanente declinación,
por lo que requiere mayor asistencia tecnológica para mantener su producción.
TABLA 3.1
RESERVAS DEL CAMPO LIBERTADOR
CAMPO
YACIMIEN
TO
PETRÓLEO
IN SITU(BLS)
FACTOR DE
RECOBRO
(%)
RESERVAS
PROBADAS
(BF)
LIBERTADOR
Basal Tena 123525500 15 18530060
T 340217000 31 105467270
U inferior 686787000 41 281582670
U superior 138644000 25 34647136
TOTAL 1289173500 440227136
Fuente: PETROPRODUCCION Dep Ing. Petróleos
Elaborado por: Llerena Wilson
3.3 DESCRIPCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA
3.3.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA ESTACIÓN PICHINCHA
El Campo Pichincha se ubica en el sector Pacayacu, provincia de Sucumbíos, con las
siguientes coordenadas geográficas: Latitud: 00º 06‟ 00‟ ‟ Norte - 00º 04‟ 00‟ ‟ Sur
y Longitud: 76º 33‟ 00‟ ‟ Este - 76º 36‟ 30‟ ‟ Oeste.
92
Se encuentra limitado por: el Campo Secoya al Norte; el Campo Carabobo al Sur, el
Campo Cuyabeno al Este y El Campo Atacapi al Oeste. Éste al igual que los Campos
Secoya, Shuara y Shushuqui conforman el Campo Libertador.
FIGURA 3.1
MAPA DE LA UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA ESTACIÓN PICHINCHA
Fuente: PETROPRODUCCION Dep. Ing. Civil
Elaborado por: Llerena Wilson
93
3.3.2 PRODUCCIÓN ACTUAL DE LA ESTACIÓN PICHINCHA:
Producción Actual:
La estación Pichincha normalmente recibe la producción de 14 pozos. La producción de
estos pozos hasta Enero de 2011 es la siguiente tabla:
TABLA 3.2 PRODUCCIÓN PROMEDIA PARA EL MES DE ENERO 2011
Pozo Pwh [psi] BFPD BPPD BAPD
GAS
MMPCS
% AGUA
FORMACIÓN G.O.R. API-60°F
2 50 357 321 36 0.113 10.0 703 29.50
5 50 306 184 122 0.173 40.0 942 27.35
8 200 5755 230 5525 0.130 96.0 565 30.00
9 80 1607 161 1446 0.195 90.0 1213 28.90
10 75 1168 93 1075 0.183 92.0 1958 29.50
13D 50 129 128 1 0.095 1.0 744 28.90
SCY-11 135 1960 353 1607 0.113 82.0 320 30.00
SCY-18 250 1086 239 847 0.207 78.0 866 29.55
SCY-21 124 1236 272 964 0.200 78.0 736 30.00
SCY-24 100 486 292 194 0.099 40.0 340 30.55
SCY-30 82 529 185 344 0.183 65.0 988 29.90
SCY-31 200 850 323 527 0.072 62.0 223 27.35
SHA-08 100 2187 87 2100 0.092 96.0 1052 29.50
SHA-15 82 212 210 2 0.113 1.0 0 29.33
TOTAL 17868 3078 14790 1.968 83% 761
Fuente: PETROPRODUCCION Dep Ing. Petróleos
Elaborado por: Llerena Wilson
3.4 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA
El conjunto de facilidades de producción que permiten el tratamiento de los fluidos
procedentes desde los pozos en la estación Pichincha se describe en la siguiente Tabla:
94
TABLA 3.3 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CAMPO LIBERTADOR
Fuente: PETROPRODUCCION
Elaborado por: Llerena Wilson
DEPARTAMENT
O: PRODUCCIÓN INFORMACIÓN SOBRE:
FACILIDADES DE
PROD.
CAMPO O ÁREA: PICHINCHA
ELEMENTO DESCRIPCIÓN ESTADO
EQUIPO O GENERAL ACTUAL
UBICACIÓN COMPONENTE
MANIFOLDS 4 BATERÍAS DE 5 POZOS MANIFOLDS REGULAR
Y SEPARADS. SEPARADORES PRODUCCIÓN 01 20000 BLS OPERANDO
SEPARADORES PRODUCCIÓN 02 20000 BLS OPERANDO
SEPARADORES PRODUCCIÓN 03 20000 BLS OPERANDO
SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS OK
TANQUES TANQUE LAVADO CAPACIDAD 32260 BLS. OPERANDO
TANQUE DE SURGENCIA CAPACIDAD 40820 BLS. OPERANDO
BOMBAS 03 BOMBAS TRANSFERENCIA TRANSFERENCIA. OPERANDO
ELÉCTRICAS HP 150 HP-200 01F/S SIN MOTOR 02 OPERANDO
BOMBAS TRANSFERENCIA
DIESEL CATERPILLAR GASO
5200 OPERANDO
BOMBA ELÉCTRICA DE
RECIRCULACIÓN DE TANQUES DE TANQUE A TANQUE NORMAL
5 HP Y SUMIDEROS 01 Y 02
GENERADOR CATERPILLAR
SERRIES 8121656 ELÉCTRICO EN RESERVA
S.C.I.
2 MOTORES DETROIT NORMAL
TK DE ESPUMA SCI 100 GLS.
1 BOTELLA DE NITRÓGENO
TANQUES DEL S.C.I. LLENO 80 % NORMAL
COMPRESOR AIRE ELÉCTRICO OPERANDO NORMAL
HP- 7 1/2 MECÁNICO NO HAY
BOMBA ELÉCTRICA MOTOR REFRIGERACIÓN DE
HP- 7- 1/2 COMPRES AJAX 101 Y 102 OPERANDO NORMAL
SISTEMA DESHIDRATADORES DE GAS GAS COMBUSTIBLES AJAX F/S
DE COMPRESOR ELÉCTRICO COMPRESORES AJAX 101 Y
GAS LIFT MOTOR HP-20 102 F/S
COMPRESORES AJAX U- 101 COMPRESORES AJAX U-
101 U-102 NO TRABAJA
Y U-102 Y U-102 NO HAY
PLANTA DE GLICOL 2 MOTORES SECADOR DE GAS FUERA DE SERVICIO
ELÉCTRICO 10 HP C/U
SECADOR DE GAS MOTOR
ELÉCTRICO HP-15 GAS LIFT FUERA DE SERVICIO
COMPRESOR ELÉCTRICO GENERAL ELECTRIC 20 HP FUERA DE SERVICIO
SULLAIR DE WHITE SUPERIOR OPERANDO NORMAL
MOTOR HP-40
COMPRESOR WHITE SUPERIOR COMPRESOR DE GAS F/ S SIN VAL. L/DRG
95
FIGURA 3.2
FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ACTUALES DE LA ESTACIÓN PICHINCHA
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Llerena Wilson
S. PRUEBA S 01
(BIFÁSICO)
S. PRODUCCIÓN
S 02
(BIFÁSICO)
S. PRODUCCIÓN
FW10
(TRIFÁSICO)
S. PRODUCCIÓN S 03
(BIFÁSICO)(STAND BY)
BOTA
DE
GAS
MANIFOLD
GAS
WASH TANK
SURGE TANK
AGUA REINYECCIÓN
OIL + WATER
FUILDO (gas, oil and water)
GAS
OIL+WATER
AGUA REINYECCIÓN
96
3.4.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO ACTUAL DE DESHIDRATACIÓN DEL
CRUDO EN LA ESTACIÓN PICHINCHA
El crudo procedente de los diferentes pozos del campo pichincha, ingresa al manifold de
entrada (múltiple de producción) a una presión (40 psi) y temperatura (150°F), de allí es
distribuido fluido al separador bifásico de producción (S-02) en el cual permanece 20
minutos, otra parte del fluido es distribuida al separador trifásico de producción (FW-
10) en el cual permanece 10 min.
El fluido ingresa al manifold y a los separadores con un corte de agua promedio de 83%
y con una temperatura promedio de 140 °F, y luego de permanecer el tiempo indicado
en cada uno; del separador bifásico sale con un BSW 83%, aquí solo separa gas, por
otro lado en la salida del separador trifásico se obtiene un BSW de 20%.
El fluido que sale de los dos separadores se une y se introduce en una bota de gas para
desgasificarlo. De aquí pasa al tanque de lavado (wash tank) donde permanece por 24
horas, la presión de trabajo de este equipo es de 17 psi. Luego de este tiempo el crudo
con un BSW de 0,3% en promedio, es direccionado al tanque de almacenamiento (surge
tank). El agua separada en el tanque de lavado o (wash tank) es almacenada en el tanque
de tratamiento químico para ser reinyectada.
En el manifold de entrada se dosifica mediante bombas de desplazamiento positivo
química demulsificante para ayudar a la separación del agua emulsionada. Todo el gas
obtenido en los procesos actualmente es quemado en una tea.
97
3.4.2 ANTECEDENTES DE LA ESTACIÓN PICHINCHA
Los procesos actuales llevados a cabo en esta estación involucran la separación crudo-
gas, deshidratación de crudo, producción de crudo, gas y agua y reinyección de agua a
pozos.
La infraestructura existente en cada una de las estaciones de dichos campos presenta un
alto nivel de obsolescencia (más de 30 años de servicio en la mayoría de los casos), se
encuentran dispersas en un área relativamente grande, son controladas en su mayoría
manualmente (no están automatizadas) y fueron diseñadas y construidas bajo la base de
producción de crudo con cantidades de agua relativamente bajas, además se le han
incorporado nuevos pozos (aumento de producción) manteniendo la misma
infraestructura.
A lo largo de estos 30 años en el Área de Libertador operada actualmente por
Petroproducción hay factores que han originado problemas operacionales y ambientales
tales como:
La cantidad de agua producida por los pozos se ha incrementado
considerablemente llegando incluso a cerrar pozos por alto contenido de agua y
baja producción de crudo.
Actualmente se reinyecta agua solo tratada químicamente; la falta de tratamiento
físico ha ocasionado el taponamiento de algunos pozos de reinyección de agua
del campo.
Falta de control de las variables de procesos ya que el proceso de producción en
la mayoría de las estaciones es controlado manualmente.
98
Frecuentemente el crudo proveniente de cada una de las estaciones llega a la
Estación Central de Recolección y Despacho (Pichincha), con un BSW superior
a 0,3%, por lo tanto los tanques de despacho a Lago Agrio requieren ser
drenados continuamente por el agua decantada en ellos.
Frecuentes operaciones de mantenimiento ocasionando elevados costos de
operación y/o paros de producción.
Mayor riesgo en las operaciones, por obsolescencia y mal estado de las
instalaciones.
3.5 SEPARADORES TRIFÁSICOS: AGUA, PETRÓLEO Y GAS (FWKO)
Los Free Water Knockout son separadores trifásicos que actúan mediante los principios
de separación física, es decir, por la sola influencia de las fuerzas de gravedad debidas a
la diferencia de densidades entre el hidrocarburo, el agua y el gas.
El Free Water Knockout (FWKO) es un recipiente horizontal o vertical dentro del cual
el crudo o emulsión es procesado para permitir que cualquier agua no emulsionada con
el crudo (agua libre) se separe. Los separadores de agua libre, conocidos como FWKO,
se utilizan cuando se tiene un volumen apreciable de agua libre.
Existe una gran dispersión entre los datos de repartición de tamaño entre los glóbulos a
separar en el líquido, así como variaciones importantes en sus densidades, temperatura,
composición de las materias en suspensión, etc. Además, puede ocurrir que no exista
correspondencia alguna entre la fineza del corte granulométrico teórico de la separación
y el contenido residual de hidrocarburos en el efluente de un separador.
El sistema de separación trifásico tipo Free Water Knockout, es un proceso cerrado de
separación de agua para su posterior tratamiento a fin de su inyección en proyectos de
99
Recuperación Secundaria, y separación del crudo y del gas para su posterior
tratamiento.
Las leyes físicas y elementos mecánicos son:
Cambio de Momentum
En el bafle absorvedor de entrada el cambio de dirección produce un cambio de
momentum. La fase pesada no se mueve tan rápido como la fase liviana y se
inicia la separación.
Fuerza de la gravedad
El líquido se separa del gas por acción de la gravedad
Ley de Stokes
El líquido pesado es separado por decantación en un tiempo de retención
3.5.1 FUNCIONAMIENTO FREE WATER KNOCKOUT (FWKO)
El fluido ingresa al separador y choca con el bafle de ingreso produciendo un cambio de
momentum que inicia la separación del vapor del líquido. La fuerza de gravedad causa
que las gotas de líquido se desprendan de la corriente de gas y se recojan en el fondo del
recipiente. El recipiente por su geometría debe proveer suficiente tiempo para que la
fase liquida recolectada se separe en sus diferentes capas, crudo en la parte superior,
emulsión y finalmente agua en el fondo, un control de nivel mantiene el nivel de agua,
el crudo se descarga sobre el vertedero, otro control de nivel mantiene el nivel de crudo,
también tiene un control de presión mantiene la presión de separación constante.
Un Free Water Knockout (FWKO) se utilizan con fluidos de:
Elevado porcentaje (%) de Agua Libre
Bajo porcentaje (%) de Emulsión
100
Bajo porcentaje (%) de Sólidos
Elevada relación GOR
3.5.2 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE PETROPRODUCCIÓN PARA EL
DISEÑO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO DE PRODUCCIÓN
Separador de 3 fases horizontal construido y aprobado, de acuerdo con el código
ASME, sección 8, división I, edición 2004 y de acuerdo a la especificación API 12J; en
skid, montado y ensamblado para campo petrolero, bajo las siguientes condiciones de
proceso:
TABLA 3.4 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL SEPARADOR
SEPARADOR FW 10
ANCHO (in) 102
LARGO (ft) 32
P diseño (psig) 120
P operación (psig) 26
T operación (°F) 140
V crudo BPD 12000
V agua BPD 8000
V liquido BPD 20000
V gas MMSCFD 1.0
G.E. crudo 0.876
G.E. gas 1.034
Fuente: PETROPRODUCCION CAMPO LIBERTADOR Est. PICHINCHA
Elaborado por: Llerena Wilson
101
FIGURA 3.3
SEPARADOR TRIFÁSICO (FW10) DE PRODUCCIÓN PICHINCHA
Fuente: Fuente: PETROPRODUCCION CAMPO LIBERTADOR Est. PICHINCHA
Elaborado por: Llerena Wilson
102
TABLA 3.5
DIMENSIONES DE LOS SEPARADORES DE PRODUCCIÓN EN LA ESTACIÓN PICHINCHA (actual)
EQUIPO DESCRIPCIÓN TIPO MARCA LONGITUD
SS (ft)
DIÁMETRO
(in)
PRESIÓN
DISEÑO
(psig)
TEMP.
DISEÑO
(°F)
CAPACIDAD
(BFD) MATERIAL OBSERVACIONES
S-01 SEPARADOR
DE PRUEBA
H.
BIFÁSICO IAA 20 72 100 120 25000 ASTM A-36
Construida código:
ASME Sección VII-
Div 1.
S-02
SEPARADOR
DE
PRODUCCIÓN
H.
BIFÁSICO IAA 20 60 100 120 20000 ASTM A-36
Construida código:
ASME Sección VII-
Div 1.
S-03
SEPARADOR
DE
PRODUCCIÓN
(en STAND BY)
H.
BIFÁSICO PPR 20 60 100 120 20000 ASTM A-36
Construida código:
ASME Sección VII-
Div 1.
FW-10
SEPARADOR
DE
PRODUCCIÓN
FWKO
TRIFÁSICO
IAA
32
102
100
140
20000
ASTM A-36
Construida código:
ASME Sección VII-
Div 1.
Fuente: PETROPRODUCCION CAMPO LIBERTADOR Est. PICHINCHA
Elaborado por: Llerena Wilson
103
3.5.3 EFICIENCIA DE LOS SEPARADORES
La eficiencia deberá ser entendida como la calidad de separación de los fluidos que se
obtiene al pasar por los separadores de petróleo. Entonces será necesario el análisis de
la composición de los fluidos a la salida de los separadores de producción.
En el caso de la corriente gaseosa se determinará la cantidad de gotas de líquido
arrastrado. Mientras que para el caso de la corriente liquida será necesario determinar la
cantidad de agua en el petróleo y la cantidad de petróleo en el agua, para el caso de los
separadores trifásicos. Sin embargo los separadores instalados en la estación Pichincha
trabajan como separadores bifásicos por lo tanto el análisis se limitará a determinar la
cantidad de liquido arrastrado por la corriente gaseosa.
3.5.4 CARACTERIZACIÓN DE LOS FLUIDOS
Las propiedades del Agua de Formación, del Petróleo y del Gas se han obtenido
mediante el análisis de muestras tomadas en diferentes puntos del procesamiento de los
fluidos, las tablas siguientes muestran las propiedades de los diferentes fluidos
procesados en la Estación Pichincha.
3.5.4.1 AGUA DE FORMACIÓN
La siguiente tabla muestra los parámetros del agua de formación en la Estación
Pichincha.
104
TABLA 3.6
ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN
PARÁMETROS
ESTACIÓN
PICHINCHA
pH 6.78
Temperatura, ° F 114
Dureza Total, mg/l CaCO3 5600
Dureza Calcica, mg/l CaCO3 4200
Dureza Magnésica, mg/l
CaCO3
1400
Alcalinidad Total, mg/l
CaCO3
590
Hierro, mg/l Fe++ 11.7
Sulfatos, ppm S04 = 230
Cloruros, ppm Cl 22500
Densidad Relativa 1.0152
Oxígeno, ppb 0.5
CO2, mg/l 45
H2S, mg/l 0.7
Oil, mg/l 22.76
Fuente: PETROPRODUCCION Lab. Corrosión LIBERTADOR
Elaborado por: Llerena Wilson
105
3.5.4.2 GAS
La siguiente tabla detalla los resultados del análisis cromatográfico del gas producido en
la Estación Pichincha:
TABLA 3.7
RESUMEN CROMATOGRAFÍA
COMPONENTE % MOLAR
(Gas-Separador)
P(psi) / T(°F) 33.7/108
Co2 47.74
N2 8.19
CH4 22.38
C2H6 6.10
C3H8 9.04
iC4H10 1.37
iC5H12 0.91
Gravedad 1.051
H2O Teórica [lb/MMscf] 1711.116
Contenido de líquables del gas [glns/mscf] 4.643
Peso molecular 30.425
Temperatura Seudo Crítica [°R] 364.301
Presión Seudo Crítica [psia] 589.301
Poder Calórico Neto [btu/scf] 720.06
# Octanos 47.53
Z(factor de compresibilidad) 0.995
μg [cP] 0.01
Cg[1/psia] Factor Volumétrico del Gas 0.02982
Bg [ft3/scf] Factor volumétrico del gas 0.4744
Fuente: PETROPRODUCCION Lab. Corrosión LIBERTADOR
Elaborado por: Llerena Wilson
106
3.5.4.3 PETRÓLEO
La Tabla siguiente presenta los parámetros del crudo en la Estación Pichincha luego del
proceso de deshidratación:
TABLA 3.8
CARACTERIZACIÓN CRUDO DESHIDRATADO EN LA ESTACIÓN
PICHINCHA
PARÁMETROS UNIDADES NORMA
ASTM
CAMPO
LIBERTADOR
ESTACIÓN
PICHINCHA
API OBSERVADO /
TEMPERATURA °F °API/°F
D 1298-85
28,6 / 72°F
API 60 °F °API 27.8
API SECO °API 27.8
GRAVEDAD ESPECÍFICA 0.8882
AGUA LIBRE %
D 96-88
0.3
EMULSIÓN % 0.25
SEDIMENTOS % 0.015
PARAFINA % 0.6
BSW % 0.265
BSW POR DESTILACIÓN % D 4006-81 0.25
SÓLIDOS POR EXTRACCIÓN % D 473-81 0.015
BSW TOTAL % 0.265
AZUFRE % peso D 4294-90 0.9144
SAL EN CRUDO lbNaCl/1000
bls D 3230-89 35
PODER CALORÍFICO
SUPERIOR BTU/lb D 240-92 18900
Hoja 1 de 2
107
PODER CALORÍFICO
INFERIOR KJ/Kg 43904
PODER CALORÍFICO NETO Kcal/Kg 10480
VISCOSIDAD cSt 80 ° F CSt
D 445-88
22.52
VISCOSIDAD cSt 104°F CSt 17.96
VISCOSIDAD cSt 120"F CSt 15.63
CENIZAS % peso D 482-91 0.073
CARBÓN CONRADSON % peso D 189-88 0.155
DESCOMPOSICIÓN
TÉRMICA (°K) - 567
TEMPERATURA MEDIA
VOLUMÉTRICA °F 453
RELACIÓN CARBÓN
HIDROGENO C/H 7.5
FACTOR DE
CARACTERIZACIÓN Koup 10.82
CALOR LATENTE DE
VAPORIZACIÓN BTU/lb 113
PESO MOLECULAR g/mol 175
DESTILACIÓN °F D 86-90 PI = 135°F
DESTILACIÓN °F D 86-90 5 % - 216
DESTILACIÓN °F D 86-90 10 % - 275
DESTILACIÓN °F D 86-90 20 % - 375
DESTILACIÓN °F D 86-90 30 % - 485
DESTILACIÓN °F D 86-90 40 % - 564
DESTILACIÓN °F D 86-90 41 % - 567
Fuente: PETROPRODUCCION Lab. Corrosión LIBERTADOR
Elaborado por: Llerena Wilson
Hoja 2 de 2
CAPÍTULO IV
108
CAPÍTULO IV
4.1 CARACTERÍSTICAS DEL SOFTWARE HYSYS 2006
HYSYS Hyprotech® versión 2006 condensa toda la información necesaria para realizar
los cálculos de flash y de propiedades físicas en su paquete de fluidos (FLUID
PACKAG) esto permite definir toda la información pertinente (paquete de propiedades,
componentes, componentes hipotéticos, coeficiente de interacción, reacciones químicas,
etc.) en el mismo lugar. Este enfoque presenta tres ventajas:
La modificación de la información contenida se facilita al estar concentrada en
un único lugar.
Los paquetes de fluidos pueden ser explotados en bloque para ser reutilizados
en cualquier simulación.
Se puede utilizar múltiples paquetes de fluidos dentro de la misma simulación
siempre y cuando todos estén definidos dentro del mismo.
109
4.2 SIMULACIÓN DEL SEPARADOR TRIFÁSICO DE PRODUCCIÓN DE LA
ESTACIÓN PICHINCHA
1. Ingresamos al programa, en la barra de herrmientas seleccionamos el ícono
(NEW CASE).
2. Seleccionamos los componentes del fluído (ADD COMPONENT) Creamos un
paquete.
110
3. En el ícono (FLUID PKGS) seleccionamos el paquete de fluidos y
seleccionamos la ecuación de estado (Peng-Robinson).
4. En el ícono (Oil Manager) encontramos nuestro paquete de fluidos.
111
5. Ingresamos al ambiente de simulación (Oil Environment) para caracterizar el
crudo (View).
6. En (Imput Data) tenemos dos opciones para caracterizar el crudo;
- Bulk properties
- Assay data type
Debido a la disponibilidad de la información, escogemos la primera opción, e
ingresamos los datos de:
Densidad
Factor de caracterización Kuop
Viscosidad cinemática a dos temperaturas diferentes
112
7. En la ventana (Oil Characterization) seleccionamos el icono (Cut/Blend) y
adherimos el paquete de fluido calculado.
113
8. En el ícono (Install Oil) encontramos el paquete de fluido y lo nombramos.
9. Damos click en (Return to Basis Environment) y luego en (Return to Simulation
Environment) para ingresar al ambiente de simulación.
114
10. Se procede a ingresar la información de la corriente de fluido (temperatura,
presión y caudal).
11. Verificamos las propiedades del fluido
115
4.2.1. Simulación Hysys Separador Bifásico
1. Procedemos a incorporar un separador bifásico (proceso actual) y la corriente de
fluido de entrada y salida
2. En el ícono (DESIGN) Definimos los parámetros para diseño del separador
bifásico de la Estación Pichincha (ya que este separador trabaja actualmente en
dos fases: gas y líquido).
116
3. En el ícono (RATING) encontramos la geometria del separador, la que es
calculada automaticamente por el software. (no se toma este dato como cierto
debido a que el software calcula el diámetro y longitud para un separador
vertical)
4. En el ícono (WORKSHEET) encontramos las variables, propiedades y
composición del fluido que ingresa al separador.
117
5. En esta pantalla se describe el resultado de la simulación del separador actual de
la Estación Pichincha.
4.2.2 Simulación Hysys Separador Trifásico
1. Empezamos la simulación del Separador Trifásico para la Estación Pichincha.
Para lo cual retornamos al ambiente de simulación y adherimos de la barra (case
main) el separador trifásico.
118
2. En el ícono (RATING) encontramos la geometría del separador trifásico, la que
es calculada automaticamente por el software.
De este cálculo en HYSYS concluimos que para las condiciones actuales de flujo de
fluido en la Estación Pichincha (17868 BFPD), las dimensiones del separador trifásico
deberían ser (Diámetro: 5.00ft y Longitud: 17.50 ft). Las dimensiones de este equipo en
el campo son (Diámetro: 8.50ft y Longitud: 32.00 ft). Prácticamente el doble de lo
calculado por HYSYS esto nos permite duplicar la capacidad de procesamiento de
fluido o a la misma capacidad (17868 BFPD) duplicar el tiempo de residencia del fluido
en el equipo.
119
3. En el ícono (WORKSHEET) encontramos las condiciones, propiedades y
composición del fluido que ingresa al separador trifásico.
4. En el icono (RATING) ingresamos el porcentaje de BSW que deseamos obtener
a la salida del separador trifásico, que en este caso lo hacemos para el 1% de
BSW(0,001en fracción)
120
5. Los resultados de la simulación del Separador Trifásico son los que se muestra.
Con las dimensiones actuales del separador trifásico FW-10 (Diámetro: 8.50ft y
Longitud: 32.00 ft), se puede procesar 17868 BFPD para obtener al final del proceso en
este equipo los fluidos indicados en esta pantalla: 3194 BPPD, 14740 BAPD y 1.959
MMSCFD. El crudo a la salida del equipo tendrá un BSW del 1% en volumen.
6. Simulamos en HYSYS el fluido para obtener 0,3% de BSW
121
7. Los resultados de la simulación de describe en la siguiente pantalla.
Los resultados obtenidos de la simulación son los siguientes: 3139 BPPD, 14800
BAPD y 1,959 MMSCFD. No podemos obtener un mayor volumen de gas ya
que el separador trifásico trabaja a la misma condición de presión y temperatura.
Todas las simulaciones se realizan con el actual tiempo de residencia que son 10
minutos
122
TABLA 4.1
TABLA COMPARATIVA DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO) PARA LA ESTACIÓN PICHINCHA
(DATOS OBTENIDOS EN EL CAMPO CORRESPONDIENTES AL MES DE ENERO DE 2011)
Fuente: Llerena Wilson
Elaborado por: Llerena Wilson
CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SEPARADOR TRIFÁSICO DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA
CONDICIONES
ACTUALES
DIMENSIONAMIENTO
HOJA DE CÁLCULO
SIMULACIÓN
SOFTWARE HYSYS
SIMULACIÓN
SOFTWARE HYSYS
SIMULACIÓN
SOFTWARE HYSYS
Geometría
LONGITUD
(ft)
32 32 17.50 17.50 17.50
DIÁMETRO (in) 120 102 60 60 60
VOLÚMENES
BPPD 3777 N / A 3416 3194 3139
BAPP 13990 N / A 14420 14740 14800
MMPCED 1.968 N / A 1.959 1.959 1.959
BSW INGRESO (%) 83 N / A 83 83 83
BSW DESCARGA (%) 20 N / A 10 1 0.3
FLUJO DE FLUIDO (BFPD) 17868 N / A 17868 17868 17868
TIEMPO DE RESIDENCIA 10 10 10 10 10
EFICIENCIA DEL EQUIPO (%) 76 N / A 88 98 99
123
De la verificación de la tabla comparativa 4.1 podemos calcular la cantidad de fluido
que actualmente se procesan los dos separadores en un día, con un caudal (744.50
BFPH), en un tiempo de residencia de 10 minutos. Al procesar este mismo caudal
únicamente en el separador trifásico (FW-10) se debería incrementar el tiempo de
residencia a 13 minutos esto aseguraría obtener un BSW de 0,3 % a la salida del mismo.
4.2.3 Cálculo de la Eficiencia del Equipo
La eficiencia del equipo se calcula a partir de los datos del BSW de entrada y del BSW
de salida de la siguiente manera:
ECUACIÓN Nº 4.1
EFICIENCIA
124
FIGURA 4.1
PROPUESTA DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN PARA LA ESTACIÓN PICHINCHA
Fuente: Llerena Wilson
Elaborado por: Llerena Wilson
S. PRUEBA S 01
(BIFÁSICO)
S. PRODUCCIÓN
FW10 (TRIFÁSICO)
BOTADE
GAS
MANIFOLD
GAS
SURGE TANK
AGUA REINYECCIÓN
OIL
FUILDO (gas, oil and water)
GAS
OIL
AGUA REINYECCIÓN
125
4.3 DESCRIPCIÓN DE LA PROPUESTA DE FACILIDADES DE
PRODUCCIÓN PARA LA ESTACIÓN PICHINCHA
El crudo procedente de los diferentes pozos del campo pichincha, ingresa al manifold de
entrada (múltiple de producción) a una presión (40 psi) y temperatura (150°F), de allí al
separador trifásico de producción (FW-10) con un caudal de 7444.50 BFPH esto da un
tiempo de residencia de 13 minutos. El separador bifásico para pruebas será utilizado
cuando sea necesario y únicamente para pruebas de producción. El fluido ingresa al
manifold y al separador trifásico (FW-10) con un corte de agua promedio de 83% y con
una temperatura promedio de 140 °F, y luego de permanecer el tiempo indicado, sale
con un BSW de 0,3%.
El fluido que sale del separador se introduce en una bota de gas para desgasificarlo. De
aquí pasa al tanque de almacenamiento (surge tank). El agua separada en el separador
trifásico (FW-10) debe ser almacenada en un tanque de tratamiento químico para ser
reinyectada.
En el manifold de entrada se dosifica mediante bombas de desplazamiento positivo
química demulsificante para ayudar a la separación del agua emulsionada. Todo el gas
obtenido en el proceso puede ser comprimido y utilizado en generación eléctrica para la
estación, o puede ser reinyectado.
Con esta propuesta ya no se necesita de los equipos separadores bifásicos (S-02) y (S-
03) que actualmente está en STAND BY. También no se necesitaría el tanque de lavado
(wash tank) esto redunda en beneficios económico y optimización del proceso. El
proceso propuesto es continuo y el tiempo de residencia es aquel que permanece una
gota de fluido desde que ingresa hasta que sale del equipo.
CAPÍTULO V
126
CAPÍTULO V
5.1 CONCLUSIONES
En la Estación Pichincha del Campo Libertador, existen equipos que operan fuera
de su capacidad y condiciones de diseño, esto provoca un costo que debe ser
optimizado. Los equipos de separación de agua de formación y emulsionada
actualmente tienen una capacidad de procesamiento de 80000 BFPD, las
necesidades actuales son de 17868 BFPD, que pueden ser cubiertas por un solo
equipo como es la propuesta de este trabajo, un separador trifásico con capacidad
efectiva de 18000 BFPD con un tiempo de residencia de 13 minutos.
Como se verifica en la figura 3.2. y se describe en el numeral 3.4.1., actualmente en
esta estación el proceso utiliza dos separadores, un bifásico en el cual se separa
únicamente gas natural, y un trifásico del cual el fluido sale con un BSW del 20%;
se continua a una bota desgasificadora y a un tanque de lavado (wash tank) donde
permanece 24 horas. Todo este proceso se realiza sin adición de energía calórica.
La propuesta que se concluye en este trabajo optimiza la utilización de equipos y así
se lo grafica en la figura 4.1 y se describe en el numeral 4.3 en donde únicamente
trabajaría el separador trifásico (FW-10) procesando 17868 BFPD con un tiempo de
residencia de 13 minutos, luego el crudo deshidratado pasaría a la bota
desgasificadora y de allí al tanque de almacenamiento. Con esta propuesta se
eliminan del proceso los separadores bifásicos de producción S-02 y S-03 y el
tanque de lavado (wash tank). El proceso propuesto no necesita la adición de
energía calórica.
127
El software HYSYS utilizado en este trabajo para la simulación y optimización del
proceso de deshidratación del crudo, de acuerdo al flujo del fluido y las
características del mismo, nos indica que las dimensiones del separador trifásico
deberían ser (Diámetro: 5.00ft y Longitud: 17.50 ft). Las dimensiones actuales del
equipo instalado son: (Diámetro: 8.50ft y Longitud: 32.00 ft) por lo que existe
capacidad suficiente de procesamiento.
Los separadores bifásicos actualmente instalados y el diseño del proceso fueron
hechos hace aproximadamente 30 años cuando las características de los fluidos eran
diferentes (8.5 % de BSW al inicio de la producción). Para el año 2000 se tiene un
corte de agua promedio de 38.67% y actualmente un promedio del 83% esto hace
indispensable la introducción de nuevos equipos y tecnologías para la
deshidratación como lo hacemos en este trabajo.
Se realizó un cálculo de comprobación de las dimensiones del actual separador
trifásico las cuales se presentan en el Capítulo II numeral 2.4.7. con esto se
comprueba que el diseño y construcción del separador trifásico (FW-10) y que
puede ser perfectamente utilizado para la propuesta de este trabajo
128
5.2 RECOMENDACIONES
Implementar de manera paulatina y previa pruebas y ajustes en la Estación
Pichincha Campo Libertador, la propuesta de proceso y utilización de equipo
dada en el Capítulo IV figura 4.1. numeral 4.3. esto optimizará recursos.
Es necesario realizar estudios de actualización tecnológica en este y en otros
campos que están ya catalogados como maduros y en los cuales las condiciones
de flujo y características del fluido son diferentes a cuando se inició la
explotación, sin embargo el equipamiento y procesos siguen iguales.
129
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Bomba: Máquina que aumenta la presión sobre un líquido y de este modo lo
hace subir a mayores niveles o lo obliga a circular. La bomba alternante tiene un
pistón que produce acción recíproca en un cilindro, gracias a una válvula de
entrada (succión) y una de salida (descarga)
Botas de gas: Es un recipiente cilíndrico instalado verticalmente en estos
equipos el gas que se encontraba disuelto en el crudo que sale de las
deshidratadoras es liberado por un proceso de expansión brusca. Las botas
internamente tienen unas placas colocadas alternadamente que facilitan la
separación del gas.
Cabezal Del Pozo: Es un equipo que mantiene el control de un pozo desde la
superficie. Incluye el cabezal de tubería de revestimiento, el cabezal de tubería
de producción y árbol de Navidad.
Decantadora: Dicho de un recipiente o de una instalación: Que sirve para
separar dos sustancias por decantación.
Intercambiadores de calor: son equipos que constan de tubos y fluidos como
el agua y aire caliente.
Línea de flujo: Tubería que va desde el cabezal de un pozo hasta la estación de
recolección. Su objetivo es transportar el fluido que sale del pozo hasta los
separadores de la estación de recolección.
Manifold: es un equipo constituido por un conjunto de válvulas.
Manómetro: es un elemento compuesto por un tubo bourdon, aguja indicadora,
cuerpo y una escala que nos sirve para medir la presión de los procesos.
130
Scrubbers de gas: Es un recipiente que toma gas de las botas de gas y los
acondiciona, para ser utilizado en diferentes utilidades como: gas blanket en
todos los tanques del proceso, llama piloto para la tea, combustible para el boiler
(caldera), etc. En estos equipos se consigue precipitar los líquidos llámense
condensados de hidrocarburos, vapor de agua, etc. que son arrastrados por el gas
a las salidas de los FWKO y Separadores de Producción, de esta manera se
eliminan los líquidos por la parte inferior del recipiente permitiendo que el gas
fluya hacia los compresores para luego ser almacenado.
Separador: Equipo colocado entre el cabezal del pozo y el patio de tanques
para separar el crudo del gas natural o del agua.
Tanques de almacenamiento: Grandes depósitos metálicos, construidos de
acero soldado, que se utilizan para guardar crudo o derivados. Básicamente
existen tres tipos de tanques, dependiendo de la forma en que se efectúe el
almacenamiento
Tanques sin presión o ventilación libre: Son tanques cilíndricos verticales y
horizontales, destinados al almacenamiento de productos poco volátiles como
petróleo, residuales, diesel, kerosén, etc., y están dotados de una tubería de
ventilación en la parte alta o techo, que permite la expulsión o admisión de aire,
al cargar o descargar el tanque. Trabaja a presión atmosférica.
Tanques de baja presión o ventilación controlada: Son tanques cilíndricos
verticales y horizontales, destinados al almacenamiento de productos poco
volátiles como petróleo, residuales, diesel, kerosén, etc., y están dotados de una
131
tubería de ventilación en la parte alta o techo, que permite la expulsión o
admisión de aire, al cargar o descargar el tanque. Trabaja a presión atmosférica.
Tanques de presión con o sin ventilación: Son aquellos destinados al
almacenamiento de productos volátiles en que, para evitar pérdidas por
evaporación, es necesario controlar la expulsión de gases al exterior y en igual
forma la admisión de aire cuando se extrae el producto.
Tanques de presión con o sin ventilación: Son tanques diseñados y
construidos para trabajar con presiones superiores a 2.5 libras por pulgada
cuadrada. Estos sirven para almacenar líquidos volátiles y licuefactados.
Dependiendo del fluido a almacenar pueden ser de diferente forma.
Tanques de lavado y surgencia: En los tanques de lavado se separa el agua del
aceite por diferencia de densidades; el agua se drena a una piscina y el aceite
pasa a, un tanque de mayor capacidad, denominado de surgencia, donde se
almacena el crudo producido del campo, libre de gas y agua.
Tanques de relevo: Los que se encuentran en las estaciones de bombeo del
Oleoducto Transecuatoriano; también se les denomina tanques de alivio. Tienen
una capacidad de almacenamiento de 10.000 barriles.
Tubería: es un conducto formado por tubos, válvulas, bridas, manómetros, etc.
que están en toda planta petrolera y sirve par transportar el crudo o cualquiera de
sus derivados a demás de otros fluidos.
Válvula: es un dispositivo de cierre, paso o regulación de fluido y esta formada
por: el cuerpo, asiento, elemento de cierre, guarniciones, vástago.
132
Válvula de seguridad (security valve): Válvula de protección utilizada para
liberar presiones en sistemas cerrados de flujo.
Válvula de venteo (relef valve): Válvula de control de presión generada en
tanques de almacenamiento, como consecuencia de la presión de vapor del
producto almacenado.
Válvula set stop (set stop valve): Válvula compuesta, utilizada para control de
flujo, mediante sistemas cerrados de flujos
133
BIBLIOGRAFÍA
1) ACINDEC, ACEROS INDUSTRIALES DEL ECUADOR S. A.
“Separadores Trifásicos FWKO”, Presentación Power point, Quito, 2010.
2) ARNOLD, Kent y STEWART, Maurice, “Diseñando sistemas de producción
de petróleo y gas. Como escoger el tamaño y seleccionar separadores de dos
fases”. Documento PDF en español, 2004.
3) G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros S.R.L “Espumas en sistemas de
hidrocarburos: origen, consecuencias y soluciones”, Nota técnica No 33,
Buenos Aires, 2004.
4) HYSYS SOFTWARE, Hysys Hyprotech® versión 2006 “User Guide”, Plant
Lifecycle Solutions, Guía del Usuario, 2006.
5) MELO, Vinicio, “Sistemas de producción en campos petroleros”, Edición
particular, Quito, 2007.
6) PETROECUADOR, Unidad de Relaciones Institucionales, “Glosario de la
industria Petrolera”, Diciembre 2005.
134
7) PETROPRODUCCIÓN, “Proyecto Ingeniería Conceptual, Básica y de Detalle
Área Libertador”, (PDF), Propuestas de mejoras Estación Pichincha, Quito, 18
de Mayo 2009.
8) PETROPRODUCCIÓN, “Proyecto Ingeniería Conceptual, Básica y de Detalle
Área Libertador”, (PDF), Descripción de Procesos Estación Pichincha, Quito, 12
de Junio 2009.
9) PETROPRODUCCIÓN, “Tratamientos de fluidos en superficie D.A.,”
Presentación Power point, Petroproducción Quito, 2007.
10) WOOD GROUP. “Deshidratación de Crudo Separación Primaria”
Presentación Power point, Quito 2007.
ANEXOS
135
ANEXO 1. Factor de Compresibilidad “Z” o factor de desviación para gases
naturales
Fuente: Surface Production Operations, Gulf Publishing Company
Elaborado por: Surface Production Operations, Gulf Publishing Company
136
ANEXO 2. Vista Superior del Campo Libertador
Fuente: PETROPRODUCCION
Elaborado por: Departamento de Ingeniería Civil
137
ANEXO 3. Potencial de Producción Estación Pichincha Enero 2011
Fuente: PETROPRODUCCION
Elaborado por: Departamento Ingeniería de Petróleos
138
ANEXO 4. Dimensionamiento del Separador Trifásico de Producción Estación
Pichincha.
Fuente: Llerena Wilson
Elaborado por: Llerena Wilson