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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

“ELABORACIÓN DE UN MANUAL DE PROCEDIMIENTOS

PARA INSTALAR UN SEPARADOR TRIFÁSICO DE AGUA

LIBRE (FREE WATER KNOCK-OUT) EN LA ESTACIÓN

SHUSHUFINDI- AGUARICO”

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS

ANDREA NATALI ARCOS YÁNEZ

DIRECTOR: ING. PATRICIO JARAMILLO, MSc

Quito, Julio 2013

© Universidad Tecnológica Equinoccial.2012

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo ANDREA NATALI ARCOS YÁNEZ, declaro que el trabajo aquí descrito

es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado

o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

_________________________

Andrea Natali Arcos Yánez

C.I. 171473035-3

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Elaboración de un

Manual de Procedimientos para Instalar un Separador Trifásico de

Agua Libre (Free Water Knock-out) en la Estación Shushudindi-

Aguarico” que, para aspirar al título de Tecnóloga en Petróleos fue

desarrollado por Andrea Natali Arcos Yánez, bajo mi dirección y

supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las

condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos

18 y 25.

------------------------------------

Ing. Patricio Jaramillo, Msc

Director de Tesis

C.I: 1701279315

AGRADECIMIENTOS

Principalmente a mi Dios por darme salud, vida y las fuerzas necesarias para culminar el primero de muchos éxitos futuros que vendrán.

A toda mi familia, en especial a mis padres Amparito y Diego, por todos sus sacrificios, esfuerzos y afán de verme crecer, en especial a mi madre por sus palabras de aliento en los momentos más difíciles de mi vida y por sus sabios consejos en el arduo camino por alcanzar uno de mis sueños.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, en especial a la Facultad de Ciencias de la Ingeniería por permitir realizarme profesionalmente.

A mi tutor el Ing. Patricio Jaramillo, por sus consejos y respaldo en la dirección de este proyecto de titulación.

Agradezco al Ing. Leoni Arias de EP PETROECUADOR (Petroproducción), por su gran colaboración para que este trabajo pueda tomar forma y ser finalizado.

A todas las personas que de una u otra manera están involucradas en mi vida, a mis buenos amigos y familiares, de todo corazón gracias por estar siempre pendientes de mí y alentarme para conseguir mis metas.


DEDICATORIA

Con todo mi amor a mi madre Amparito, tú que siempre has sido parte de mi alegría de vivir. Una vida entera no me alcanzara para agradecerte todos tus sacrificios, espero poder darte aunque sea un poco de todo el amor desinteresado que me has brindado.

A mi hermana, Sofía con quien he compartido mil cosas juntas y espero que en un futuro sean muchas más.

A mi angelito (JD) que está ahora en el cielo y quien me da las fuerzas necesarias para seguir adelante y ser mejor cada día. I DO IT FOR YOU!!

A mi amado novio; Benjamín, a quien debo reconocer y agradecer su forma de ser; preocupado, desinteresado, generoso, fiel y quien estuvo siempre ahí para animarme y entenderme en los momentos más difíciles. Te deseo el mejor de los éxitos en tu carrera universitaria y futuro profesional, gracias amor mío.


i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

RESUMEN XIII

ABSTRACT XV

1. INTRODUCCIÓN 1

OBJETIVO GENERAL 2

OBJETIVOS ESPECFICOS 2

2. MARCO TEORICO 3

2.1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO SA1 3

2.2 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL 4

2.3 DATOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SA1 5

2.3.1 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS 5

2.3.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO SA1 7

2.4 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN GENERAL DEL CAMPO SA1 8

2.4.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL YACIMIENTO “BT” 13

2.4.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL YACIMIENTO “S1” 16

2.4.3 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN YACIMIENTO “A1” 21

2.5 FLUIDOS PRESENTES EN EL YACIMIENTO 26

2.5.1 PETRÓLEO 26

2.5.2 COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL PETRÓLEO 26

ii

2.5.3 OTROS COMPONENTES DEL PETRÓLEO 29

2.6 DESCRIPCIÓN DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS 29

2.6.1 PROPIEDADES DEL PETRÓLEO 29

2.6.1.1 Viscosidad 29

2.6.1.2 Viscosidad Cinemática 30

2.6.1.3 Viscosidad Dinámica 30

2.6.1.4 Densidad 31

2.6.1.5 Gravedad Específica 32

2.6.1.6 Relación Hidrógeno Carbono 33

2.6.1.7 Factor Volumétrico (Boi) 34

2.6.1.8 Contenido de Azufre 34

2.6.1.9 Factor de Caracterización 35

2.6.1.10 Agua por Destilación (NORMA: ASTM D-95) 36

2.6.1.11 Agua y Sedimentos (NORMA: ASTM D-96) 37

2.6.1.12 Presión de Vapor REID (NORMA: ASTM D-323) 37

2.6.1.13 Punto de vertido o fluidez (NORMA: ASTM D-97) 37

2.6.2 PROPIEDADES DEL AGUA Y SU COMPOSICIÓN 38

2.6.2.1 Cationes 38

2.6.2.2 Aniones 39

2.6.2.3 Otras propiedades 39

2.6. 3 TIPOS DE AGUA 40

2.6.3.1 Agua Libre 40

2.6.3.2 Agua emulsionada 40

iii

2.6.4 SEPARACIÓN DE AGUA Y CRUDO 41

2.6.4.1 Coalescencia 42

2.6.5 GAS NATURAL 42

2.6.5.1 Composición Química del Gas Natural 44

3. METODOLOGÍA 45

GENERALIDADES 45

3.1 SEPARADORES 46

3.2 FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE MEZCLAS GAS-

LÍQUIDO. 47

3.2.1 SEPARACIÓN POR GRAVEDAD 48

3.2.2 SEPARACIÓN POR FUERZA CENTRIFUGA 49

3.2.3 SEPARACIÓN POR CHOQUE 50

3.3 SECCIONES DE UN SEPARADOR 50

3.3.1 SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA 51

3.3.2 SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA 53

3.3.3 SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINA 54

3.3.4 SECCIÓN DE RECOLECCIÓN 56

3.4 COMPONENTES INTERNOS DE UN SEPARADOR 57

3.5 FUNCIONAMIENTO 58

3.6 CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES 59

3.7 SEPARADORES DE AGUA LIBRE (FWKO) 65

iv

3.7.1 ELEMENTOS INTERNOS DE UN SEPARADOR DE AGUA LIBRE

(FWKO) 67

3.7.2 FUNCIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE AGUA LIBRE 68

3.7.3 PRINCIPALES PROBLEMAS DE UN SEPARADOR DE AGUA

LIBRE (FWKO) 70

3.7.3.1 Formación de espumas 71

3.7.3.2 Tamaño de las partículas del líquido 71

3.7.3.3 Acumulación de parafinas 72

3.7.3.4 Problemas de arena 73

3.7.3.6 Causas químicas (agentes emulsionantes) 73

3.7.3.7 Problemas de arrastre de líquido en la fase gaseosa 73

3.7.3.8 Problemas de arrastre de gas en la fase liquida 74

3.7.3.9 Problemas que ocasiona el tiempo de arrastre 74

3.8DIMENSIONAMIENTO DE UN SEPARADOR DE AGUA LIBRE (FWKO)

HORIZONTAL 75

3.8.1 SEPARADORES HORIZONTALES TRIFÁSICOS 77

3.8.3 CAPACIDAD DEL GAS 79

3.8.4 TIEMPO DE RETENCIÓN 80

3.8.5 ECUACIÓN DE ASENTAMIENTO 80

3.8.6 LONGITUD COSTURA A COSTURA 83

3.9SELECCIÓN DE PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN EL DISEÑO

DEL SEPARADOR 84

3.9.1 PARÁMETROS DE OPERACIÓN 84

v

3.9.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS 84

3.9.3 PARÁMETROS A DETERMINAR PARA EL DIMENSIONAMIENTO

DE SEPARADORES 85

3.9.4 SECUENCIA PARA EL DISEÑO DE SEPARADORES DE AGUA

LIBRE (FKWO) 85

3.9.5 DIMENSIONAMIENTO SEPARADOR GAS-PETRÓLEO-AGUA

LIBRE HORIZONTAL 86

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 90

4.1 “ELABORACIÓN DE UN MANUAL DE PROCEDIMIENTOS PARA

INSTALAR UN SEPARADOR TRIFÁSICO DE AGUA LIBRE (FREE

WATER KNOCK-OUT) EN LA ESTACIÓN SHUSHUFINDI- AGUARICO

DEL CAMPO SA1” 90

SECCIÓN I 90

MARCO LEGAL 90

SECCIÓN II 91

Equipo de protección personal 91

SECCIÓN III 91

Prevención y protección contra incendios 91

SECCIÓN IV 92

INFORMACIÓN SOBRE EL PROCEDIMIENTO Y ESPECIFICACIONES

TÉCNICAS PARTICULARES DEL MONTAJE 92

PROCEDIMIENTO PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA INTERIOR 94

vi

PROCEDIMIENTO PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA EXTERIOR 94

PROCEDIMIENTO PARA IDENTIFICAR Y DIFERENCIAR LOS EQUIPOS95

PROCEDIMIENTO DE CONTROL DE CALIDAD 95

PROCEDIMIENTO DEL MONTAJE - CONEXIÓN E INSTALACIÓN 96

PROCEDIMIENTO DE LA PUESTA EN MARCHA DEL SEPARADOR 97

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 90

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 102

5.1 CONCLUSIONES 102

5.2 RECOMENDACIONES 103

NOMENCLATURA 102

NOMENCLATURA 105

GLOSARIO 107

BIBLIOGRAFÍA 113

ANEXO 116

ANÁLISIS PVT DE LAS ARENAS BT, U y T DEL CAMPO SA1 116

vii

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Análisis PVT 5

Tabla 2. Propiedades Físicas de los fluidos 6

Tabla 3. Propiedades Petrofísicas 7

Tabla 4. Historial de Producción del Campo SA1 al 2011 9

Tabla 4.1. Producción Acumulada de Petróleo del Campo SA1 11

Tabla 5. Historial de Producción de Fluidos “BT” 13

Tabla 5.1. Historial de Producción Acumulada de Petróleo y Agua “BT” 14

Tabla 6. Historial de Producción de Fluidos “U” 16

Tabla 6.1: Historial de Producción Acumulada de Petróleo y Agua “U” 18

Tabla 7. Historial de Producción del Yacimiento “T” 21

Tabla 7.1. Historial de Producción Acumulada de Petróleo y Agua “T” 23

Tabla 8. Composición Química del petróleo 25

Tabla 9. Clasificación del Petróleo según su grado API 32

Tabla 10. Relación Hidrogeno-Carbono 32

Tabla 11. Naturaleza química por el factor de caracterización 34

Tabla 12. Composición del Gas Natural 43

Tabla 13. Comportamiento de las partículas de líquido 70

Tabla 14. Propiedades y Características de los Fluidos de la Estación 86

Tabla 15. Tiempo de exposición versus decibeles 92

viii

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1. Historial de Producción del Campo SA1 12

Figura 1.1. BSW Campo SA1 13

Figura 2. Historial de Producción “BT” 15

Figura 2.1. BSW “BT” 16

Figura 3. Historial de Producción “U” 20

Figura 3.1. BSW “U” 20

Figura 4. Historial de Producción Yacimiento “T” 25

Figura 4.1. BSW “T” 25

Figura 5. Deshidratación de crudo 51

Figura 6. Deflector Tipo placa 52

Figura 7. Deflector Tipo Ciclón 53

Figura 8. Placa de Arco 54

Figura 9. Almohadillas de Malla de Alambre 55

Figura 10. Aletas 56

Figura 11. Componentes Externos de un Separador 57

Figura12. Componentes Internos del Separador 58

Figura 13. Separador de Producción 60

Figura 14. Separador Horizontal 63

Figura 15. Esquema del Separador Vertical 64

ix

Figura 16. Esquema Separador Esférico 65

Figura 17. Deshidratación del Crudo 66

Figura 18. Corte lateral de un “Free Water Knockout” 67

Figura 19. P&D de un Sistema de Tratamiento FWKO 70

Figura 20. Capa de Agua vs. Tiempo 75

Figura 21. Separador de Agua Libre 76

Figura 22. Determinación del Coeficiente (Z) 82

x

ÍNDICE DE ECUACIONES

PÁGINA

2.1 Viscosidad Cinemática 29

2.2 Viscosidad Dinámica 29

2.3 Densidad 30

2.4 Gravedad Específica 31

2.5 Factor de Caracterización 34

2.6 Velocidad de caída de la gota de agua 39

3.1 Cálculo de la fuerza de arrastre 76

3.2 Cálculo del coeficiente de arrastre 76

3.3 Cálculo de la velocidad de asentamiento de las gotas 77

3.4 Cálculo del coeficiente de arrastre sin régimen laminar 77

3.5 Cálculo de la velocidad de asentamiento de las gotas sin régimen

laminar 77

3.6 Capacidad del gas 78

3.7 Tiempo de retención 79

3.8 Cálculo del espesor de la capa de petróleo 79

3.9 Cálculo del espesor máximo de la capa de petróleo para 500 micras 80

3.10 Cálculo de la fricción de área 80

3.11 Determinación del diámetro máximo 81

3.12 Longitud costura a costura 82

xi

3.13 Longitud costura a costura y relación de esbeltez 82

xii

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

Análisis PVT del campo SSA1 116

xiii

RESUMEN

El siguiente trabajo trató acerca de los procedimientos a seguir al momento

de instalar un separador trifásico de agua libre (FKWO) en la estación

Shushufindi - Aguarico, con el propósito de separar la mayor cantidad de

agua libre del crudo.

En el primer capítulo se describe sobre la separación de los fluidos mediante

la instalación de un separador.

En el segundo capítulo se describe el campo SA1, el número de pozos, la

ubicación geográfica, el petróleo sus componentes y las propiedades físico-

químicas de los fluidos; así: tenemos las propiedades del petróleo, gas y

agua. Entre las que están la viscosidad que es la medida que indica la

resistencia interna al flujo, describe su resistencia a fluir, la cual es de vital

importancia en el diseño del separador. La Densidad (°API), la gravedad

específica, el factor volumétrico y el Contenido de azufre.

De igual manera en este capítulo se trató acerca de los análisis que se

realiza al crudo como son; el ensayo de Agua por Destilación (NORMA:

ASTM D-95), Agua y Sedimentos (NORMA: ASTM D-96), El ensayo de

Presión de Vapor REID (NORMA: ASTM D-323), Punto de vertido o fluidez

(NORMA: ASTM D-97).

En este capítulo también se describen las propiedades del agua libre, de

igual modo se explica el gas natural y su composición química, el cual es un

energético natural de origen fósil, que se encuentra normalmente en el

subsuelo continental o marino. Existe tres tipos de gases naturales; así:

tenemos gas asociado, gas seco, gas condensado.

En el tercer capítulo se hace una descripción detallada de los separadores

convencionales, existen diferentes factores que gobiernan la separación de

mezclas de gas y líquido. La separación de mezclas de gas y líquido, se

logra mediante la combinación apropiada de los siguientes factores:

xiv

gravedad, fuerza centrífuga y choque. También se menciona las secciones

de un separador, sus componentes internos, clasificación, uso y

funcionamiento.

Finalmente en este capítulo se hace una descripción del separador trifásico

de agua libre (FKWO), sus componentes internos y se explica en detalle el

uso de cada uno de ellos, dentro de los cuales tenemos: soportes,

distribución de entrada, eliminador de espuma, placas perforadas, placas de

coalescencia, sand jet, placas de desborde de crudo, rompe vórtice,

eliminadores de neblina. Se describe el funcionamiento del FKWO, sus

principales problemas y se describe el diseño de un separador trifásico de

agua libre horizontal.

En el cuarto capítulo se elaboró el manual de procedimientos para instalar

un separador trifásico de agua libre (FKWO) en la estación Shushufindi-

Aguarico del campo SA1.

En el quinto y último capítulo se dan a conocer algunas conclusiones y

recomendaciones, que surgieron al culminar el presente trabajo.

xv

ABSTRACT

The following job tried on procedures to follow when installing a free water

three-phase separator (FKWO) at station Shushufindi- Aguarico, in order to

remove as much free water.

In the first chapter describes about the separation of fluids by installing a

separator.

In the second chapter describes the field SA1, the number of wells,

geographic location, oil components and physicochemical properties of the

fluids, as well: we have the properties of the oil, gas and water. Among which

the viscosity is a measurement that indicates the internal resistance to flow,

its resistance to flow, which is of vital importance in the design of the

separator. Density (° API), specific gravity, the volume factor and the sulfur

content.

Similarly in this chapter discussed about the analysis done to crude as they

are, the testing of Water by Distillation (STANDARD: ASTM D-95), Water and

Sediments (STANDARD: ASTM D-96), the test Vapor Pressure REID

(STANDARD: ASTM D-323), Pour Point or fluidity (STANDARD: ASTM D-

97).

This chapter also describes the properties of free water, likewise explains

what is the natural gas and its chemical composition, which is a natural

energy from fossil fuels, which is usually found in the continental or marine

subsurface. There are three types of natural gas, as well: we haver

associated gas, dry gas and gas condensate.

In the third chapter contains a detailed description of conventional

separators, there are different factors that govern the separation of gas and

liquid mixtures. The separation of mixtures of liquid and gas is achieved by

xvi

the appropriate combination of the following factors: gravity, centrifugal force

and shock. There is also mention of a stripper sections, internal components,

classification, use and operation.

Finally in this chapter is a description of free water three-phase separator

(FKWO), its internal components and explains in detail the use of each of

them, among which are: media, input distribution, deformer, perforated

plates, coalescing plates, sand jet, oil spill plates, vortex breaks, mist

eliminators. It describes the operation of FKWO, their main problems and

describes the design of a three-phase separator horizontal free water.

In the fourth chapter was prepared procedures manual to install a free water

three phase separator (FKWO) at station Shushufindi – Aguarico.

In the fifth and final chapter disclosed some conclusions and

recommendations that emerged at the conclusion of this paper.

INTRODUCCIÓN

1

1. INTRODUCCIÓN

El fluido de un yacimiento hidrocarburifero está formado por dos líquidos,

agua - petróleo, y gas, los mismos que pueden venir mezclados o separados

parcialmente de acuerdo a las condiciones de presión y temperatura en el

sitio donde se encuentren. El primer equipo que va a liberar dichas fases en

un alto porcentaje es el separador, que es un cilindro vertical u horizontal

con unos dispositivos internos para obtener por la parte superior una

corriente de gas con la menor cantidad de líquidos en suspensión; y, una

corriente de líquido por la parte inferior con la menor cantidad de gas

disuelto.

Las variables que favorecen la separación de fases son la temperatura,

adición de demulsificantes y rompedores de espuma, tiempos de residencia

o tratamiento mayores; y, dispositivos internos como deflectores, extractores

de niebla, eliminadores de flujos intermitentes y otros.

La selección de un separador trifásico en campos petroleros dependen de

varios factores como cantidad de agua libre, relación gas-petróleo, sistemas

de tratamiento de agua, tipo de instrumentación, que deben ser

considerados para la producción actual y futura.

Un separador trifásico de agua libre actúa bajo influencia de las fuerzas de

gravedad debido a la diferencia de densidades entre el hidrocarburo, el agua

y el gas, el cual nos permite separar gas – petróleo y agua libre. Estos

equipos sirven para eliminar dicho fluido que se forma cuando el porcentaje

de agua libre excede el 50 % de la producción de barriles producidos por

día.

2

OBJETIVO GENERAL

Elaborar un manual de procedimientos para instalar un separador de agua

libre (Free Water Knock-out) mediante una investigación del diseño,

construcción e instalación del separador para mejorar el tratamiento del agua

libre que proviene del campo SA1.

OBJETIVOS ESPECIFICOS

Determinar las características físico químicas de los fluidos que viene del

pozo.

Cuantificar en volumen la cantidad de agua libre que se produce

diariamente en el campo SA1.

Investigar las características, dimensionamiento, componentes, usos y

aplicaciones de un separador de agua libre (FWKO).

Conocer el procedimiento a seguir para instalar un separador.

MARCO TEÓRICO

3

2. MARCO TEÓRICO

El presente capítulo es dar a conocer el historial de producción general de

campo, la descripción de las propiedades de los fluidos presentes en el

yacimiento.

2.1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO SA1

El campo fue descubierto en 1969, gracias a la perforación del pozo

exploratorio S1, alcanzó una profundidad de 9772 pies, y fue completado en

enero de 1969.

2.1.1 ANTECEDENTES

Esta área explorada desde los años 60. Inició la perforación de pozos de

desarrollo en febrero de 1972, la producción del campo comenzó en agosto

del mismo año. En 1986 alcanzó su producción máxima con un promedio

diario para ese mes de 126400 barriles de petróleo.

Se comprobó que los yacimientos U y T son continuos, ya que conforman

una misma estructura, la cual es la más grande descubierta en el Ecuador, y

en la actualidad constituye la reserva remanente de crudo mediano (29 °API)

la más importante para el país.

Las presiones iniciales de las arenas U fue de 3867 psi y T de 4050 psi, con

el pasar de los años ha sufrido una caída de presión aproximadamente de

60 psi por año.

Se implementó un proyecto de recuperación secundaria, a fin de mantener la

presión e incrementar la recuperación final del petróleo; en noviembre de

4

1984, mediante inyección de agua a los yacimientos S1 y A1 con 11 pozos

inyectores. La inyección total de los yacimientos fue de 267’471.224 bls de

agua.

En 1990 se suspendió la inyección de agua ya que no tuvo el efecto

esperado en el mantenimiento de la presión, las tasas de producción de

fluidos se incrementan sin que la presión disminuya considerablemente,

demostrando así el efecto insignificante de la inyección de agua.

Actualmente este campo se ve en la necesidad de controlar la producción de

agua que en los últimos años se ha incrementado, dificultando los procesos

de producción en las instalaciones como en los trabajos de operación,

debido a la corrosión de las líneas de flujo, incremento en el uso de químicos

y problemas con el medio ambiente.

2.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El campo SA1 está ubicado en el eje de la Cuenca Oriente, se localiza en la

provincia de Sucumbios, aproximadamente a 250 Km al Este de Quito y 35

Km de la frontera Colombiana.

2.2 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL

El campo corresponde a un anticlinal asimétrico, su estructura tiene una

longitud aproximada de 30 Km, y un ancho de 7 Km; con un cierre vertical

de 370 pies.

Los yacimientos U y T del campo SA1, están definidos como anticlinales de

orientación Norte-Sur, limitados en el flanco Este por fallas no

completamente sellantes y en las otras direcciones por acuíferos laterales.

5

El modelo estructural del sistema de fallas permite determinar la

comunicación de los fluidos entre los diferentes estratos porosos y

permeables U y T. Este sistema de fallas constituye una vía de

comunicación entre los fluidos.

2.3 DATOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SA1

2.3.1 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS

Para determinar dicha composición se realiza un análisis PVT con muestras

obtenidas de las diferentes arenas y determinados pozos.

Las propiedades PVT son importantes en la conducta de flujo de los fluidos

en los reservorios de petróleo. Por lo tanto es de vital importancia asegurar

la calidad de los datos adquiridos en el laboratorio.

En la siguiente tabla se detalla los pozos que cuentan con análisis PVT del

campo SA1.

Tabla 1: Análisis PVT disponibles del campo SA1

No. Pozo Formación Año

1 SS-02A T Ene 1970

2 SS-03 T Mar 1973

3 SS-27 U Oct 1998

4 SS-41 U May 1974

6

Tabla 1. Análisis PVT disponibles del campo SA1 (Continuación)

No. Pozo Formación Año

5 SS-51 Basal Tena Oct 1998

6 SS-63 T Abr 1989

7 SS-68 T Nov 1996

8 SS-82 U Nov 1994

9 SS-87 U Nov 1996

10 SS-87 U Dic 1996

(Centro de Investigaciones Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo, 2011)

En la tabla 2, se detallan las propiedades físicas de los fluidos del campo

SA1. En Anexo 1, se detalla los resultados de los análisis PVT de las

arenas Basal Tena, U y T.

Tabla 2: Propiedades Físicas de los fluidos del campo SA1.

DESCRIPCIÓN BT U T

Presión Inicial (psi) 2940 3867 4050

Presión de Burbuja (psi) 870 1170 1050

Gravedad °API 24 27.3 31.1

Factor Volumétrico Boi (bls/BF) 1.1508 1.267 1.217

Factor Volumétrico Bob (bls/BF) 1.1749 1.297 1.2476

Viscosidad Inicial del Petróleo µoi @ °F

(cp)

4.959 2.471 1.081

Viscosidad del Petróleo µo @ °F (cp) 3.959 1.924 0.7958

Viscosidad del agua @ °F (cp) 0.43 0.47 0.46

Temperatura (°F) 185 215 218

Tabla 2: Propiedades Físicas de los fluidos del campo SA1 (Continuación)

7

DESCRIPCIÓN BT U T

Relación Gas-Petróleo (GOR) (PCS/bls) 187 307 384

Densidad ρ (gr/cc) 0.8103 0.7663 0.7402

Salinidad del Agua ppm (Cl-) 34750 55017 13557


2.3.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO SA1

En la Tabla 3, se puede observar las propiedades petrofísicas del campo

SA1 al 2006, se puede observar que la saturación de petróleo es mayor en

la arena U, se tiene una mejor permeabilidad en la arena T y una saturación

de agua mayor en la arena BT.

Tabla 3. Propiedades Petrofísicas

ARENA PROFUNDIDAD

(PIES)

K

(md)

Ø

(%)

So

(%)

Sw

(%)

T 9300 520.64 18.08 73.06 26.94

U 9100 310.17 18.96 78.06 21.94

BT 8200 321.16 18.68 71.27 28.73


8

2.4 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN GENERAL DEL CAMPO

SA1

En 1972 se inició la producción de petróleo con 10 pozos a una tasa de

10.000 BPPD, para 1973 se incremente la tasa a 100.000 BPPD con 30

pozos productores. La tasa promedio desde 1978 hasta 1994 fue de 100.000

BPPD.

En 1995 existe un incremento acelerado de la producción de agua y sufre

una declinación en la producción de petróleo, siendo en 1996 la producción

de 47.000 barriles de agua por día y 87.150 barriles de petróleo por día.

En el año 2000 produjo 72.984 BPPD, en estos años la producción de agua

incrementó de 47.000 a 86.000 BAPD, como se puede observar en la Tabla

4 y 4.1.

Actualmente la producción de agua es mayor a la producción de petróleo,

como se observa en la Figura1 y 1.1, siendo está el principal problema del

campo debido a las fallas que se presentan en el sistema de bombeo electro

sumergible, el cual es usado como levantamiento artificial.

9

Tabla 4. Historial de Producción de Fluidos del Campo SA1 al 2011

AÑOS

PETRÓLEO

BPD

AGUA

BAD

FLUIDO

BFPD

BSW %

1972 37570 562 38132 1.5

1973 76577 572 77149 0.7

1974 82262 150 82413 0.2

1975 81508 178 81686 0.2

1976 95464 558 96022 0.6

1977 90792 1322 92114 1.4

1978 105993 2114 108106 2.0

1979 106429 4010 110440 3.6

1980 102443 4821 107263 4.5

1981 103631 5112 108743 4.7

1982 102139 8338 110476 7.5

1983 105282 12268 117550 10.4

1984 104563 16784 121346 13.8

1985 111848 17015 128863 13.2

10

Tabla 4. Historial de Producción de Fluidos del Campo SA1 (Continuación)

AÑOS

PETRÓLEO

BPD

AGUA

BAD

FLUIDO

BFPD

BSW %

1986 116837 16362 133199 12.3

1987 69886 10676 80563 13.3

1988 110160 24233 134393 18.0

1989 100949 23728 124677 19.0

1990 100056 28531 128587 22.2

1991 101274 36954 138228 26.7

1992 99014 39618 186833 28.6

1993 102191 42719 144910 29.5

1994 98553 49348 147901 33.4

1995 90483 45008 135491 33.2

1996 87105 47061 134166 35.1

1997 82160 48430 130590 37.1

1998 75172 51820 126992 40.8

1999 73817 60615 134432 45.1

2000 72948 72080 145028 49.7

2001 66661 71178 13789 51.6

11

Tabla 4. Historial de Producción de Fluidos del Campo SA1 (Continuación)

AÑOS

PETRÓLEO

BPD

AGUA

BAD

FLUIDO

BFPD

BSW %

2002 61604 75974 137578 55.2

2003 53034 86190 140224 61.5

2004 55138 77217 132355 58.5

2005 51850 75693 127543 59.3

2006 49170 78239 127409 61.4

2007 44733 73254 117987 62.1

2008 45789 101968 147757 69.0

2009 46987 109802 156789 71.3

2010 39789 94778 134567 67.1

2011 32298 86470 118768 72.3


12

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

B F

P D

TIEMPO (AÑOS)

BPD

BAPD

Tabla 4.1 Producción Acumulada de Petróleo del Campo SA1 al 2011

FECHA

ACUMULADO

PETROLEO (BLS)

ACUMULADO

AGUA (BLS)

2011 1289’254.634 595’596.169

Centro de Investigaciones Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo

Figura 1: Historial de Producción del Campo SA1

(Departamento de Yacimientos. Petroproducción, 2011)

Como se puede ver en las gráficas, la producción de petróleo ha ido

disminuyendo con el pasar de los años, mientras que la producción de agua ha

ido creciendo de manera acelerada, razón por la cual se ve la necesidad de

separar la mayor cantidad de agua del petróleo.

13

Figura 1.1: BSW Campo SA1


2.4.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL YACIMIENTO “BASAL TENA”

“Basal Tena” inició su producción en marzo de 1997. Desde sus inicios la

producción se ha mantenido contante, el corte de agua aumentó drásticamente

en el año 2000. Ver Tabla 5 y 5.1, razón por la cual en la actualidad la

producción de petróleo ha disminuido constantemente, como lo podemos

observar en la Figura 2 y 2.1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

BS

W (

%)

TIEMPO (AÑOS)

BSW

BSW

14

Tabla 5. Historial de Producción de Fluidos “Basal Tena”

AÑOS

PETRÓLEO

BPD

AGUA

BAD

FLUIDO

BFPD

BSW %

1997 704 14 718 1.9

1998 538 22 560 3.9

1999 797 38 835 4.6

2000 924 270 1194 22.6

2001 768 370 1138 32.5

2002 714 380 1094 34.7

2003 563 427 990 43.1

2004 1658 494 2152 22.9

2005 1969 536 2505 21.4

2006 1377 589 1966 29.9

2007 1445 651 2096 31.05

2008 1568 698 2266 46.8

2009 1356 746 2102 56.7

2010 1178 825 2003 52.9


Tabla 5.1. Historial de Producción Acumulada de Petróleo y Agua “Basal

Tena” al 2010

FECHA

ACUMULADO

PETROLEO (BLS)

ACUMULADO

AGUA (BLS)

2010 5’679.035 2’211.900


15

Figura 2: Historial de Producción “BT”


Como se indica en la gráfica, en el año 2003 la producción de petróleo

aumentó drásticamente debido a que se implementó el Bombeo

Electrosumergible como método le levantamiento artificial.

0

500

1000

1500

2000

2500

B F

P D

TIEMPO (AÑOS)

BPD

BAPD

16

Figura 2.1: BSW “BT”


2.4.2 Historial de Producción del Yacimiento “S1”

Este yacimiento indica tres etapas como son de desarrollo, desde 1972

hasta 1978, como se puede observar en la Figura 3 y 3.1; su etapa de

estabilización o madurez, desde 1979 hasta 1987 y finalmente su etapa de

agotamiento, decaimiento o inundación, desde 1988 hasta la actualidad,

como se puede observar en la Tabla 6 y 6.1

Este yacimiento posee grandes reservas, debido al pasar de los años

presenta una caída de presión que actualmente alcanza los 1300 psi con

respecto a la inicial de 3867 psi; razón por la cual fue necesario implementar

un método de levantamiento artificial para incrementar la recuperación de

petróleo.

0

10

20

30

40

50

60B

SW

(%

)

TIEMPO (AÑOS)

BSW

BSW

17

Tabla 6: Historial de Producción de Fluidos “S1”

AÑOS

PETRÓLEO

BPD

AGUA

BAD

FLUIDO

BFPD

BSW %

1972 17514 313 17827 1.8

1973 32929 318 33247 1

1974 41211 75 41286 0.2

1975 40756 56 40812 0.1

1976 45056 372 45428 0.8

1977 44532 867 45399 1.9

1978 50260 1434 51694 2.8

1979 50154 2721 52875 5.1

1980 46669 2497 49166 5.1

1981 50388 2745 53133 5.2

1982 50278 5157 55435 9.5

1983 51772 6956 58728 11.8

1984 50634 6776 57410 11.8

18

Tabla 6: Historial de Producción de Fluidos “S1” (Continuación)

AÑOS

PETRÓLEO

BPD

AGUA

BAD

FLUIDO

BFPD

BSW %

1985 53566 7752 61318 12.6

1986 55090 8047 63137 12.7

1987 32057 4970 37027 13.4

1988 53166 10467 63633 16.4

1989 49419 10694 60113 17.8

1990 47894 13002 60896 21.4

1991 43727 14833 58560 25.3

1992 38516 14978 53494 28

1993 38915 15149 53164 28.5

1994 37195 15688 52883 29.7

1995 33631 14913 48544 30.7

1996 32217 16023 48240 33.2

1997 31889 17430 49320 35.3

1998 28109 17110 45219 37.8

1999 27257 18616 45873 40.6

2000 25428 21288 46716 45.6

19

Tabla 6: Historial de Producción de Fluidos “S1” (Continuación)

AÑOS

PETRÓLEO

BPD

AGUA

BAD

FLUIDO

BFPD

BSW %

2001 22276 22105 44382 49.8

2002 19779 19409 39188 49.5

2003 32926 13195 46121 28.5

2004 30588 12189 42777 31.02

2005 27161 12218 39379 33.44

2006 23196 11653 34849 47.45

2007 19601 17698 37299 52.89

2008 25876 18976 44852 59.58

2009 19876 21988 41863 61.73

2010 21789 22104 43893 64.56


Tabla 6.1: Historial de Producción Acumulada de Petróleo y Agua “S1” al 2010

FECHA

ACUMULADO

PETROLEO (BLS)

ACUMULADO

AGUA (BLS)

2010 526’151.496 153’732.433


20

Figura 3: Historial de Producción “S1”


Como se puede ver en la gráfica, en 1986 se produce una baja en la producción de petróleo

y se decide implementar otro método de levantamiento artificial.

Figura 3.1: BSW “S1”


0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

B F

P D

TIEMPO (AÑOS)

BPD

BAPD

0

10

20

30

40

50

60

70

BS

W (

%)

TIEMPO (AÑOS)

BSW

BSW

21

2.4.3 Historial de Producción Yacimiento “A1”

Este yacimiento posee tres etapas como son, su etapa de desarrollo desde

1972 hasta 1978, madurez o estabilización, desde 1979 hasta 1993, y su

etapa de decaimiento, agotamiento o inundación desde 1994 hasta la

actualidad. (Ver Tabla 7 y 7.1).

En la Figura 4 y 4.1. se indica la relación existente entre en tiempo (años) vs.

los barriles de petróleo y agua producidos por día respectivamente.

22

Tabla 7: Historial de Producción del Yacimiento “A1”

AÑOS

PETRÓLEO

BPD

AGUA

BAD

FLUIDO

BFPD

BSW %

1972 20056 249 20305 1.2

1973 43648 255 43903 0.6

1974 41052 75 41127 0.2

1975 40753 122 40875 0.2

1976 49414 186 49600 0.1

1977 46620 455 46715 1.0

1978 55733 679 56412 1.2

1979 56275 1289 57564 2.2

1980 55774 2324 58098 4.0

1981 53242 2367 55609 4.3

1982 51861 3081 54942 5.6

1983 53510 5312 58822 9.0

1984 53929 10008 63936 15.7

23

Tabla 7: Historial de Producción del Yacimiento “A1” (Continuación)

AÑOS

PETRÓLEO

BPD

AGUA

BAD

FLUIDO

BFPD

BSW %

1985 58282 9263 67545 13.7

1986 61747 8316 70063 11.9

1987 37829 5706 43535 13.1

1988 56994 13766 70760 19.5

1989 51530 13034 64564 20.2

1990 52162 15529 67691 22.9

1991 57548 22121 79669 27.8

1992 60498 26640 85138 28.9

1993 64176 27571 91747 30.1

1994 61358 33660 95017 35.4

1995 56852 30095 86947 34.6

1996 54888 31038 85926 36.1

1997 49683 30988 80671 38.4

1998 46525 34688 81212 42.7

2000 46596 50521 97117 52.0

2001 42088 47856 89944 53.2

2002 38120 49454 87574 56.5

24

Tabla 7: Historial de Producción del Yacimiento “A1” (Continuación)


Tabla 7.1: Historial de Producción Acumulada de Petróleo y Agua “A1” al 2010

FECHA ACUMULADO

PETROLEO (BLS)

ACUMULADO

AGUA (BLS)

2010 744’434.151 360’870.887

AÑOS

PETRÓLEO

BPD

AGUA

BAD

FLUIDO

BFPD

BSW %

2003 21569 29401 50970 57.7

2004 21589 30234 51823 58.3

2005 22438 32756 55194 59.4

2006 20305 33636 53941 62.4

2007 23689 56541 80230 70.5

2008 20987 49870 70857 68.6

2009 18768 58957 77725 79.8

2010 17109 64898 82007 74.6

25

Figura 4: Historial de Producción Yacimiento “A1”

(Departamento de Yacimientos, Petroproducción, 2011)

Como se indica en la gráfica, para el año 2010 la producción de agua supera los 60000

BAPD, mientras que la producción de petróleo disminuye y alcanza los 17000 BPPD.

Figura 4.1: BSW “A1”


0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

B F

P D

TIEMPO (AÑOS)

BPD

BAPD

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

BS

W (

%)

TIEMPO (AÑOS)

BSW

BSW

26

2.5 FLUIDOS PRESENTES EN EL YACIMIENTO

Los fluidos encontrados en los yacimientos son esencialmente mezclas

complejas de compuestos de hidrocarburos, como se los describe a

continuación.

2.5.1 PETRÓLEO

Está constituido por una gran cantidad de compuestos orgánicos formados

principalmente por sustancias unidad por enlaces covalentes C – C y C – H,

conocidos como hidrocarburos, siendo el más sencillo y de menor peso

molecular el metano. En pequeñas cantidades se encuentran compuestos

sulfurados, oxigenados, nitrogenados, sales, órganos metálicos, sedimentos,

y agua emulsionada consideradas como impurezas del petróleo.

2.5.2 COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL PETRÓLEO

Los petróleos obtenidos en los diferentes campos son de naturaleza variada,

pero cada uno de ellos está compuesto básicamente por carbono e

hidrógeno, contiene además en cantidades pequeñas azufre, oxígeno,

nitrógeno y trazas de metales. La composición de un petróleo puede

corresponder a los valores que se indican en la Tabla 8.

27

Tabla 8: Composición química del petróleo

Elemento %P

C 33-37

H 10-16

S < 6

O < 10

N < 0.7

Metales < C.03

(Instituto Americano del Petróleo, 2010)

Los petróleos crudos están formados principalmente por 4 tipos de

hidrocarburos y estos son:

Parafínicos

Olefínicos

Nafténicos

Aromáticos

Hidrocarburos parafínicos:

Es la serie homóloga de los alcanos de fórmula general CnH2n+2 y sus

isómeros, conocidos en la industria petrolera como parafinas. Son los

hidrocarburos saturados (presentan sólo enlaces sencillos entre dos átomos

de carbono en la molécula: C-C) que tienen su configuración en cadenas

normales o ramificadas (isómeros).

Parafinas, ejem:

Parafinas Normales

CH3 - CH2 - CH2 - R

Iso – Parafinas

28

CH3 – CH – R

I

CH3

Hidrocarburos Olefínicos:

Son hidrocarburos insaturados (presentan uno o más enlaces dobles entre

dos átomos de carbono en la molécula: C=C) que tienen configuración en

cadenas normales o ramificadas.

Olefínicos, ejem:

Olefínicos Normales

CH3 - CH = CH2 - R

Hidrocarburos Nafténicos

Conforman la serie homologa de los ciclo alcanos con fórmula general

CnH2n, conocidos en la industria petrolera corno Nafténicos. Son también

hidrocarburos saturados, pero contienen uno o más anillos en su estructura

molecular.

Nafténicos, ejem:

Alquilciclopentanos

29

Hidrocarburos aromáticos

Son hidrocarburos insaturados que presentan uno o más anillos bencénicos

en su molécula.

Aromáticos, ejem:

Alquilbencenos

2.5.3 OTROS COMPONENTES DEL PETRÓLEO

En el petróleo además de las series de hidrocarburos, existen compuestos

que contienen azufre, oxígeno, nitrógeno, resinas, asfáltenos y compuestos

minerales.

2.6 DESCRIPCIÓN DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

2.6.1 PROPIEDADES DEL PETRÓLEO

2.6.1.1 Viscosidad

Es la medida que indica la resistencia interna al flujo, describe su resistencia

a fluir. La viscosidad es una de las características más importantes de los

hidrocarburos en los ámbitos operacionales de producción, transporte,

refinación y petroquímica.

30

La unidad en el sistema internacional es el poise (p), que es la fuerza en

dinas que hay que suministrar a una lámina de líquido de 1 cm2 para que se

desplace un cm sobre una lámina igual del mismo líquido, a una velocidad

de 1 cm por segundo. El submúltiplo más usado es el centipoise 0.01 poise

(cp). Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de

los crudos, en el yacimiento o en la superficie.

La viscosidad del petróleo depende de dos factores principales: de la

temperatura del yacimiento y del gas en solución. El primer factor se puede

considerar como una constante a través de la producción del campo, pero el

segundo cambia constantemente a medida que se libera el gas que está

disuelto. Por consiguiente, es necesario determinar la viscosidad del

petróleo a la temperatura y presión del fondo del pozo con una solubilidad

variable del gas.

2.6.1.2 Viscosidad Cinemática

Es el tiempo requerido para que una cantidad fija de aceite atraviese un tubo

capilar bajo la fuerza de gravedad. La unidad de viscosidad cinemática es el

Stoke o el centistoke (1/100 del Stoke).

[ ]

Donde:

ϫ =Viscosidad cinemática (Cs)

C= Constante del viscosímetro (Cs/seg)

t= Tiempo de flujo (seg)

2.6.1.3 Viscosidad Dinámica

Es la relación entre la tensión de deslizamiento aplicada y el grado de

deslizamiento logrado. Es lo que comúnmente se llama viscosidad del fluido,

31

es la razón del esfuerzo de corte a la velocidad de corte. Es una propiedad

de un fluido, medida de la resistencia interna de un líquido al flujo, su unidad

de medida es el poise, viene dada por la siguiente ecuación:

[ ]

Donde:

µ= Viscosidad absoluta (Cp)

ϫ =Viscosidad cinemática (Cs)

ρ=Densidad (gr/cc)

Viscosidad Relativa

Es la relación de la viscosidad del fluido respecto a la del agua @ 20 °C la

viscosidad del agua pura es 1,002 centipoise.

Viscosidad aparente El cociente del esfuerzo de corte a la velocidad de corte de un fluido no

newtoniano, tal como la grasa lubricante, calculado de la ecuación de

Poiseuille y medido en poises. La viscosidad aparente cambia con diferentes

razones de corte y temperatura y, por lo tanto, debe ser reportada como el

valor a una razón de corte y temperatura dadas.

2.6.1.4 Densidad

La densidad es una característica de cada sustancia. Está definida como la

masa de una substancia con respecto a su volumen, y se designa por el

símbolo griego ρ (ro).

Densidad (°API), es un parámetro importante puesto que la diferencia de

32

densidad entre el agua y el crudo determina la velocidad de separación de

los glóbulos oleosos.

La densidad en líquidos y sólidos homogéneos, prácticamente, no cambia

con la presión y la temperatura; mientras que los gases son muy sensibles a

las variaciones de estas magnitudes. Los crudos pueden pesar menos que el

agua (livianos y medianos) o tanto más que el agua (pesados y

extrapesados)

Es la relación entre la masa y el volumen de un fluido y viene dado por la

siguiente ecuación:

ρ =

[ ]

Donde:

ρ= Densidad del fluido (gr/cc)

m= Masa (gr)

V=Volumen (cc)

2.6.1.5 Gravedad Específica

Es la propiedad más importante y por la cual se caracteriza al petróleo. La

gravedad API (American Petroleum Institute), denota la relación

correspondiente de peso específico y de fluidez de los crudos con respecto

al agua, además es un indicador de la densidad y la calidad del crudo. A

mayor Gravedad API, mayor será su valor. Existen otros factores que inciden

en el precio como el contenido de azufre, parafinas y metales pesados.

La ecuación general de API es la siguiente:

33

Gravedad Especifica =

API=

[ ]

La clasificación de los crudos por rango de gravedad º API utilizada en la

industria, a 60 ºF es la siguiente: (Ver Tabla 9)

Tabla 9: Clasificación del Petróleo según su grado API

Extrapesados < 1

Pesados 10 - 19.9

Medianos 20 - 29.9

Livianos 30 – 39.9

Condensados > 40


2.6.1.6 Relación Hidrógeno Carbono

Dependiendo del valor de la relación hidrógeno - carbono, tenemos la

naturaleza química predominante en un petróleo. Además se relaciona con

la densidad API y la viscosidad, pues, mientras más baja es esta relación,

tendremos que el petróleo es más pesado y más viscoso. En la Tabla 10 se

ilustra los valores correspondientes a esta relación.

34

Tabla 10: Relación Hidrogeno-Carbono

Naturaleza Química Valores de H/C

Parafínico 2.4 – 2.1

Olefínico 2.0

Nafténico 2.0

Aromático 1.0 – 1.8

Policíclico 0.8 – 1.0


2.6.1.7 Factor Volumétrico (Boi)

Es el factor que relaciona la unidad de volumen de fluido en el yacimiento

con la unidad de volumen en la superficie, es la relación entre el volumen de

aceite a condiciones del yacimiento y el mismo volumen a condiciones de

superficie. Se puede medir directamente de una muestra, calcularse u

obtenerse por medio de correlaciones empíricas.

2.6.1.8 Contenido de Azufre

El azufre está presente en el petróleo crudo, si no es eliminado durante los

procesos de refinación éste contaminará a los combustibles que se

produzcan; es un factor muy importante en el momento de su venta y/o uso.

El azufre del petróleo perjudica a las instalaciones de las refinerías, la

mayoría de éstas no están construidas para operar con este tipo se

sustancias o componentes que esta pueda formar, además es dañino para

algunos catalizadores.

35

De acuerdo al contenido de azufre el petróleo se clasifica de la siguiente

manera:

Petróleo dulce:

Contiene < 0.5% de azufre.

Es de alta calidad.

Se la usa para ser procesado como gasolina.

Petróleo medio:

Posee >0.5 y < 1% de azufre.

Petróleo agrio:

Contiene > 1% de azufre.

Alto costo de refinamiento.

Usado mayormente en productos destilados.

2.6.1.9 Factor de Caracterización

El factor de caracterización, Kuop, es una constante empírica propuesta por

Watson y Nelson, cuyo valor nos indica sobre la naturaleza química

predominante en los crudos y fraccione, como nos ilustra la Tabla 11.

36

Tabla 11: Naturaleza química por el factor de caracterización

Naturaleza Química Kuop

Parafínico 13.0

Mixto o intermedio 12.0

Nafténica pura 11.0

Aromátca pura 10.0


El factor de caracterización Kuop está dado por la siguiente relación

matemática:

( )

⁄

[ ]

Donde:

Factor de caracterización

= Temperatura media de ebullición

= densidad relativa 15.6/15.5 °C

2.6.1.10 Agua por Destilación (NORMA: ASTM D-95)

Significado:

El agua al pasar a la fase vapor aumenta su volumen en más de 1600 veces

lo cual causa dificultades al separarlo del crudo.

La determinación de agua en el petróleo crudo permite conocer el volumen

exacto y corregido a volumen neto para la comercialización del petróleo.

37

2.6.1.11 Agua y Sedimentos (NORMA: ASTM D-96)

Significado:

Este ensayo se lo realiza en los campos de producción para conocer la

cantidad de agua y al mismo tiempo de sedimentos para poder evitar las

incrustaciones, que alterarían la calidad del petróleo y aumentarían el costo

de producción.

2.6.1.12 Presión de Vapor REID (NORMA: ASTM D-323)

Significado:

Para el caso de hidrocarburos el ensayo de presión de vapor Reíd resulta

bien importante, ya que de una manera indirecta nos da a conocer el

contenido en productos o en componentes ligeros de una muestra, que

condicionan la seguridad de transporte, las pérdidas que sufre en el

almacenamiento y la volatilidad.

2.6.1.13 Punto de vertido o fluidez (NORMA: ASTM D-97)

Significado:

Para estimar la posibilidad de que el crudo y otros fluidos estén en

condiciones de ser transportados y las líneas de transferencia no sufran

condiciones extremas de trabajo o fuera de diseño, en el inicio de

operaciones de una máquina, es una indicación de la temperatura a la cual

puede ser transferido el crudo y lubricantes a través de una bomba.

38

2.6.2 PROPIEDADES DEL AGUA Y SU COMPOSICIÓN

Los componentes normales y sus propiedades son los siguientes:

2.6.2.1 Cationes

Calcio: los iones son un componente principal de las salmueras de

yacimientos petrolíferos. El ión calcio se combina fácilmente con

bicarbonatos, carbonatos, y sulfatos para formar precipitados insolubles.

Magnesio: los iones se presentan solamente en bajas concentraciones y

forman incrustaciones.

Sodio: es el catión más abundante en las salmueras de los yacimientos

petrolíferos. Generalmente se halla en concentraciones superiores a 35000

ppm. El sodio generalmente no presenta problemas en el manejo, pero

vuelve al agua no apta para el consumo humano o de animales, y es fatal

para la vida vegetal.

Hierro: naturalmente se halla en concentraciones muy bajas. Su presencia

muchas veces indica problemas de corrosión. El hierro también se combina

con los sulfatos y materias orgánicas para formar un lodo de hierro y es

susceptible de formar lodos si hay ácidos presentes.

Bario: es uno de los metales pesados, y se puede combinar con los sulfatos.

El bario se queda en la superficie por mucho tiempo, y se debe evitar la

descarga en la superficie. Todos los metales tienden a ser tóxicos para los

seres humanos en cantidades muy pequeñas. Como ejemplo los niveles

admisibles de metales pesados, las normas ambientales para actividades

hidrocarburiferas aparecen en el anexo A.

Estroncio y Radio: pueden ser radioactivos y formar costras.

39

2.6.2.2 Aniones

Cloruros: son casi siempre uno de los componentes principales de las

salmueras. El problema principal del manejo de los cloruros es que la

corrosividad de la salmuera aumente drásticamente con el contenido de

cloruro. Además el contenido de cloruro generalmente es demasiado

elevado para que el agua sea utilizable como agua potable, y es muchas

veces lo suficientemente elevado como para matar la mayor parte de la

vegetación.

Sulfatos: también forman costras pero además son la fuente alimenticia

para las bacterias reductoras de sulfatos que puede llevar a la formación de

H2S en el yacimiento.

2.6.2.3 Otras propiedades

Potencial De Hidrogeno (pH): es una medida de acidez o alcalinidad. Este

es importante en la formación de costras, la tendencia de formar costras

disminuye con pH más bajos y en el efecto del agua sobre la flora y fauna.

Un pH neutro es de 7.0, con un rango y 7.5 para aguas naturales. Los pH

fuera de esta escala conducen a la degradación de la vegetación y a la

mortandad.

Contenido de sólidos en suspensión: es la cantidad de sólidos que

pueden separarse por filtrado de un volumen dado, y se usa para estimar la

tendencia de taponamiento de los sistemas de inyección. Generalmente se

usa con filtros con poros de 0.45 micras de diámetro.

Solidos disueltos totales: es simplemente el residuo de la evaporación, o

la suma de los aniones y cationes de análisis

Salinidad: Se define como el contenido de NaCl y otras sales interpretadas

en términos de NaCl presentes en el crudo. La presencia de sales es

40

indeseable por su tendencia a cristalizar y obstruir los tubos conductores de

líquidos, además al calentarse se descomponen haciéndose corrosivas.

Los factores que hacen cambiar la salinidad son, la temperatura ya que si es

elevada provoca una evaporación intensa y por lo tanto un incremento de

salinidad resultante de la concentración de sales, también los aportes de

agua dulce, que por dilución, disminuye la salinidad.

2.6. 3 TIPOS DE AGUA

Según su grado de mezcla, el agua asociada con la producción de crudo

puede hallarse de la siguiente manera:

2.6.3.1 Agua Libre

Esta agua se incorpora al crudo a causa de la agitación a la que está

sometido durante el proceso para sacarlo del subsuelo. La mezcla es muy

inestable y se mantendrá mientras exista turbulencia.

Dado que las fases no están en íntimo contacto, su separación requiere

solamente un poco de reposo, por lo que los tiempos de decantación (o

sedimentación) son relativamente cortos.

2.6.3.2 Agua emulsionada

A diferencia del agua libre, es la que permanece mezclada con el crudo sin

separarse cuando se deja en reposo.

41

2.6.4 SEPARACIÓN DE AGUA Y CRUDO

El agua se separa del crudo en los separadores debido a la diferencia de

gravedad específica y de viscosidad.

Es importante resaltar que la caída de las gotas de agua está afectada por la

turbulencia, la viscosidad, la gravedad específica o densidad relativa, el

tamaño de las gotas, etc.

La velocidad de caída de las gotas de agua se entiende mejor analizando la

ley de Stokes.

( )

[ ]

Donde:

Vt = Velocidad de caída de la gota de agua (pie/s)

µ = Viscosidad de la fase continua (cp)

=Diferencia de gravedades específicas entre el agua y el petróleo.

d = diámetro de la gota de agua (micrónes)

La velocidad se verá rápidamente afectada si se incrementa el tamaño de la

gota. Una diferencia de gravedad específica o de densidad relativa entre el

agua y el crudo aumenta la velocidad de caída de agua, sin embargo vale

aclarar que cuando se trata de crudos pesados esta diferencia es mínima.

Cuando se tengan altas viscosidades, la caída de las gotas de agua será

dificultosa.

42

2.6.4.1 Coalescencia

La coalescencia es la aglomeración de las gotas de agua que están

dispersas en el crudo.

La coalescencia de las gotas de agua se ve afectada por la turbulencia.

La turbulencia no permite que las gotas de agua continúen juntándose ya

que la energía cinética provocada por ésta es muchas veces mayor que la

energía de adhesión de las partículas de agua. Esta coalescencia se dificulta

más aún si es que las gotas están muy dispersas en la fase de petróleo; por

eso en los separadores indicados conviene mantener siempre un colchón de

agua; de manera que el crudo pase a través de él lavándose.

Adicionalmente vale destacar que un adecuado tiempo de residencia dará la

oportunidad de una mejor separación del agua por la coalescencia ya

indicada.

Dependiendo de qué tipo de electricidad se utilice se tendrá la forma de

coalescencia de las gotas de agua. Cuando se usa energía alterna las gotas

de agua están girando sus polos, de manera que cuando están orientados

con polos opuestos éstos se van juntando hasta lograr un diámetro que

permita caer al fondo del recipiente.

Cuando se usa corriente continua, las gotas de agua dependiendo de su

orientación se van acumulando ya sea en el ánodo o en el cátodo hasta

tener el peso suficiente que haga caer a la nueva gota de agua.

2.6.5 GAS NATURAL

Es un energético natural de origen fósil, que se encuentra normalmente en el

subsuelo continental o marino. El gas natural existe en la naturaleza bajo

presión en rocas reservorios en la corteza terrestre ya sea en relación con

43

hidrocarburos livianos, hidrocarburos más pesados, agua, o solos, también

es producido en un reservorio similar o junto con petróleo crudo. Se formó

hace millones de años cuando una serie de organismos descompuestos

como animales y plantas, quedaron sepultados bajo lodo y arena, en lo más

profundo. En la medida que se acumulaba lodo, arena y sedimento, se

fueron formando estratos, transformando lentamente el material orgánico en

petróleo crudo y en gas.

Dado que el gas natural es el petróleo en estado gaseoso, siempre va

acompañado por el petróleo que está en estado líquido.

Los reservorios de petróleo y gas natural, están formados por rocas porosas

y permeables que se encuentran ubicadas en el subsuelo, por lo tanto hay

tres tipos de gases naturales: de gas asociado, gas seco, gas condensado.

El gas natural se encuentra:

Gas Asociado: En los reservorios de petróleo, donde, el gas está

disuelto o separado pero en contacto con el petróleo.

Gas Seco: Son reservorios cuyo nombre proviene del bajo contenido

de líquidos disueltos en el gas (menor a 10 barriles de líquidos por

millón de pies cúbicos de gas) en cuyo caso se le denomina gas no

asociado.

Gas Condensado: cuyo nombre proviene por la cantidad apreciable

de líquidos contenidos en fase vapor en el reservorio (entre 10 a 250

barriles de líquidos por millón de pies cúbicos de gas. A este gas

también se le denomina gas no asociado.

44

2.6.5.1 Composición Química del Gas Natural

La composición del gas natural incluye diversos hidrocarburos gaseosos,

con predominio del metano, cuya fórmula química es (CH4), pero en forma

práctica se simbolizara simplemente como (C1), simbología que se utilizará

con todos los hidrocarburos que conforman la serie parafínica, y en

proporciones menores luego el siguiente hidrocarburo es el etano, cuya

fórmula química es (CH3CH3), simplemente (C2). A continuación viene el

Propano (CH3CH2CH3) (C3). Si el gas que sale del yacimiento contiene,

también Butano (CH3CH2CH2CH3) (C4) o fracciones más pesadas en

cantidades suficiente, será un gas húmedo. En la Tabla 12, se indica los

componentes básicos del gas natural.

45

Tabla 12: Composición del Gas Natural

(La Torre Leonardo, Schlumberger 2008).

Componente Fórmula

Química

Estado

Físico

Composición %

Metano (C1)

CH4 Gaseoso 55,00-98,00

Etano (C2)

C2H6 Gaseoso 0,10-20,00

Propano (C3)

C3H8 Gaseoso 0,05-12,00

n-Butano (nC4)

C4H10 Gaseoso 0,01-0,80

IsoButano (iC4)

C4H10 Gaseoso 0,01-0,80

n-Pentano (nC5)

C5H12 Líquido 0,01-0,80

i-Pentano (iC5)

C5H12 Líquido 0,01-0,80

n-Hexano (nC6)

C6H14 Líquido 0,01-0,50

n-Heptano (nC7)

C7H14 Líquido 0,01-0,40

Nitrógeno

N2 Gaseoso 0,10-5,00

Dióxido

Carbónico

C02 Gaseoso 0,20-30,00

Oxígeno

02 Gaseoso 0,09-30,00

Sulfuro de

Hidrógeno

H2S Gaseoso Trazas-28,00

Helio

He Gaseoso Trazas-4,00

METODOLOGÍA

45

3. METODOLOGÍA

GENERALIDADES

Los separadores son el equipo más importante de una estación de

producción, se realiza la separación mayor de los tres fluidos del yacimiento:

gas, emulsión (mezcla agua-petróleo) y agua. Los objetivos de estos equipos

son:

Producir un caudal estabilizado de petróleo

Maximizar la recuperación de hidrocarburos líquidos

Minimizar los costos de compresión, cuando se utilice el gas

Minimizar el espacio, especialmente en plataformas petroleras

La eficiencia de un separador está determinada por la cantidad de líquidos

que es arrastrado por el gas y la cantidad de gas que está todavía en

solución en la corriente de líquido (Prueba de Presión de Vapor Reid).

El caudal de producción de un pozo puede incrementarse reduciendo la

contrapresión en superficie, especialmente disminuyendo la presión en el

separador a un valor mínimo que permita descargar el líquido y vencer la

presión de los siguientes equipos del sistema.

La separación instantánea ocurre cuando se reduce la presión bruscamente

en una mezcla de gas y petróleo, como resultado de este proceso se

produce más gas que líquido. En la separación diferencial, el gas a medida

que se libera es removido del sistema, obteniéndose una mayor producción

de líquido que gas.

46

3.1 SEPARADORES

Un separador es un cilindro de acero que por lo general se utiliza en los

procesos de producción, procesamiento y tratamiento de los hidrocarburos

para disgregar la mezcla en sus componentes básicos, petróleo, agua y gas.

El fluido debe permanecer en reposo dentro del recipiente durante cierto

lapso de tiempo para que ocurra la separación física de estas fases.

Separadores de baja temperatura.- Estos dispositivos se utilizan para la

separación de gas y condensados, a baja temperatura, mediante una

expansión. Están diseñados para manejar y fundir los hidratos que se

pueden formar al disminuir la temperatura de flujo.

Eliminadores.- Estos dispositivos se utilizan para eliminar los líquidos

(hidrocarburos y agua) de una corriente de gas a alta presión. Se utilizan

generalmente en los sistemas a baja temperatura. Algunos eliminadores solo

separan el agua de la corriente de gas.

Depuradores.- Son dispositivos que se utilizan para manejar corrientes con

muy altas relaciones de gas-líquido. Se aplican también para separar gotas

muy pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas, ya que estas no

son eliminadas generalmente por un separador ordinario. Dentro de este tipo

específico de separadores están los depuradores de polvo y los filtros, que

eliminan además de las gotas pequeñas de líquido, el polvo arrastrado en la

corriente de gas. Es muy recomendable instalar depuradores antes de los

compresores, con el fin de protegerlos de los daños que pueden causar las

impurezas arrastradas por el gas.

47

A raíz del agresivo programa de inyección de agua que se viene

implementando desde 1.995 en los yacimientos on shore, con el fin de

mejorar la participación en el incremento de la producción de hidrocarburos

a fin de mantener los niveles de producción más estables y menos

dependientes de pozos nuevos.

El primer paso del tratamiento, hacia las condiciones finales que

deben cumplir el agua para su reinyección en procesos de recuperación

secundaria [TSS<0.5ppm, Hc<0.5ppm, SS/Hc<5 m (95%)], o el petróleo

para su ingreso a las refinerías [BSW<0.5%, sales<100gr/m3], es la etapa

de corte, que es un proceso convencionalmente realizado en tanques

denominados cortadores, secundados con piletas API.

La necesidad de disponer de un sistema cerrado de tratamiento, que

permita obtener altos rendimientos operativos con un menor tiempo de

retención del fluido hacia su destino final, ha dado origen a la

implementación de los denominados separadores.

3.2 FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE MEZCLAS GAS-LÍQUIDO.

El crudo que viene de los pozos de petróleo, y llega a una estación a

través del manifold de entrada, y está generalmente compuesto por tres

fases:

Una emulsión de petróleo y agua

Agua libre

Gas

48

En algunos casos, toda la producción de los pozos que arriban al manifold,

se envía a un separador general, donde se separan gas y líquido. El gas se

envía a un sistema de deshidratación y endulzamiento si es necesario,

para luego ser inyectado a la red de gasoducto, o ser utilizado en la misma

estación como gas de servicio. El líquido (agua-petróleo) se almacena en

tanques, y luego se inyecta en oleoductos mediante bombas y

calentamiento.

En las estaciones puede llevarse a cabo una primera separación agua

- petróleo, en donde los líquidos provenientes del separador general, se

envían al tanque cortador. En este, se realiza la separación entre el

petróleo y el agua. Cada fase líquida se almacena y bombea a su

respectivo destino final.

Otra opción, para la separación de las fases, es utilizar un único equipo:

un Free Water Knock Out (FWKO). Este es un separador horizontal

diseñado a presión, en el cual se separan gas, agua y petróleo.

Existen diferentes factores que gobiernan la separación de mezclas de gas

y líquido y la forma en que afectan la eficiencia de los separadores. La

separación de mezclas de gas y líquido, se logra mediante la combinación

apropiada de los siguientes factores: gravedad, fuerza centrífuga y

choque.

3.2.1 SEPARACIÓN POR GRAVEDAD

Cualquier sección ampliada de la línea de flujo, actúa como asentador por

gravedad de las gotas de líquido suspendidas en una corriente de gas. El

asentamiento se debe a que se reduce la velocidad del flujo, en los

49

separadores el asentamiento por gravedad tiene lugar principalmente en la

sección secundaria, conocida también como sección de asentamiento por

gravedad.

En los separadores verticales, el flujo es vertical hacia arriba, las

partículas del líquido que se van a separar caen a contraflujo del gas. Las

partículas del líquido que descienden de la gravedad se aceleran, hasta

que la fuerza de arrastre se balancea con la fuerza gravitacional. Después

las partículas continúan por la acción cayendo a una velocidad constante,

conocida como velocidad de asentamiento.

Cuando el flujo de gas en la sección de separación es horizontal, la

velocidad de asentamiento es aquella a la cual las partículas suspendidas

viajan a través de la corriente de gas. Esta velocidad se puede utilizar para

calcular el tiempo de retención requerido para que una partícula de un

tamaño dado, se deposite desde la parte superior al fondo de la sección

de separación.

Las altas velocidades en los separadores verticales como los horizontales,

inducen turbulencia a la corriente de gas.

3.2.2 SEPARACIÓN POR FUERZA CENTRIFUGA

Este principio mecánico de separación se emplea en un separador tanto

en la sección de separación primaria como en algunos tipos de extractores

de niebla, por ejemplo el extractor tipo ciclónico.

Las partículas del líquido recolectadas en las paredes de un extractor de

niebla tipo ciclónico, difícilmente son arrastradas por la corriente de gas.

Sin embargo la velocidad del gas en las paredes del tubo ciclónico, no

debe ser mayor de un cierto valor crítico.

50

La fuerza centrífuga que se induce a las partículas de líquido suspendidas

en una corriente de gas, puede ser cientos de veces mayor que la fuerza

de gravedad que actúa sobre las mismas partículas.

3.2.3 SEPARACIÓN POR CHOQUE

Dicho mecanismo el que más se emplea en la eliminación de las partículas

pequeñas de líquido suspendidas en una corriente de gas, las mismas que

chocan contra obstrucciones donde quedan adheridas. La separación por

choque se emplea principalmente en los extractores de niebla tipo veleta y

en los de malla de alambre entretejido.

El choque de partículas en un proceso de separación de mezcla depende

del tiempo de separación de dos fluidos inmiscibles, el proceso ocurre

cuando dos gotas de fluidos diferentes chocan entre sí. Si el par de gotas

está expuesta a un ambiente de presión y turbulencia determinada la

energía cinética de este par de gotas induce a que las mismas se agrupen

de tal manera que se convierta en una sola, es decir, existe una energía

de adhesión. Por lo tanto, cuando este contacto se rompe el proceso es

finalizado y llamado coalescencia.

3.3 SECCIONES DE UN SEPARADOR

Un separador consta de las siguientes secciones, como se muestra en la

figura 5:

I. Sección de separación primaria

II. Sección de separación secundaria o fuerzas gravitacionales

III. Sección de extracción de neblina

IV. Sección de recolección o almacenamiento de las fases líquidas

51

Figura 5: Deshidratación de crudo

(Word group, 2006)

3.3.1 SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA

Comprende la entrada de los fluidos al separador, esta sección es la

encargada de separar la parte líquida de la corriente de gas, reduciendo así

la turbulencia del fluido. Posee un deflector que obliga al fluido a chocar y se

produce una reducción violenta del movimiento y el gas se separa de la fase

líquida.

Esta sección se encarga de controlar lo cantidad de movimientos de los

fluidos (turbulencia), la dirección y aceleración de los fluidos. La fuerza

centrífuga originada por la entrada tangencial, remueve apreciables

cantidades de líquido y permite redistribuir la velocidad del gas.

Dentro de los dispositivos internos utilizados en esta primera sección se

tiene:

52

A. Deflectores: su función es lograr un cambio rápido en la dirección y

velocidad de la corriente de entrada. Puede ser un plato plano, esférico,

un cono o algo que permita obstruir el flujo e iniciar la separación. Como

muestra la Figura 6. 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 plato, ya que crean menos perturbación y con ello se

reducen los inconvenientes de crear emulsiones y de arrastrar el gas

nuevamente.

Figura 6: Deflector Tipo placa

(Paragon Engineering Services, 2005)

B. Tipo Ciclón: funciona mediante fuerzas centrífugas, en lugar de

agitación mecánica, la entrada de los fluidos es mediante 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. Como se muestra en la Figura 7.

53

Figura 7: Deflector Tipo Ciclón


3.3.2 SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA O FUERZAS

GRAVITACIONALES

En esta sección se separa la mayor cantidad de gotas de líquido de la

corriente de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo

que la turbulencia del flujo debe ser mínima, para esto, el separador debe

tener suficiente longitud.

En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aún

más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies colectoras de

gotas de líquido.

La fase continua en esta zona es el gas, pero este contiene partículas de

petróleo que son arrastradas por la corriente de gas. Existe un movimiento

uniforme, pero puede levantar partículas dependiendo de su tamaño

54

3.3.3 SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINA

Tiene como función eliminar el flujo tipo neblina, las gotas pequeñas de

líquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria

del separador.

En esta parte del separador se utiliza el efecto de choque y/o la fuerza

centrífuga como mecanismos de separación. Mediante estos mecanismos se

logra que las pequeñas gotas de líquido, se colecte sobre una superficie en

donde se acumulan y forman gotas más grandes, que se drenan a través de

un conducto a la sección de acumulación de líquidos o bien caen contra la

corriente de gas a la sección de separación primaria.

Entre los dispositivos utilizados en esta sección, se tiene:

A. Extractor de neblina de arco metálico: Son cilindros concéntricos y

corrugados, posicionados de tal manera que el gas se enreda en las

corrugaciones y se funde. Como podemos observar en la Figura 8.

Figura 8: Placa de Arco

(Paragon Engineering Services , 2007)

B. Mallas de alambre metálico: Es hecha de alfombras de alambre de

acero inoxidable muy finamente tejido y envuelto en un cilindro de una forma

55

muy apretadamente empacada. Las gotas de líquido se enredan en los

alambres tejidos y se funden, como podemos observar en la Figura 9.

La efectividad de la malla de alambre depende mayormente de que el gas

esté dentro del rango apropiado de velocidad. Si las velocidades son muy

altas, los líquidos extraídos serán nuevamente arrastrados. Si las

velocidades son bajas, el vapor simplemente desvían por el elemento malla

sin que las gotas enreden o fundan.

Figura 9: Almohadillas de Malla de Alambre (Paragon Engineering Services, 2007)

C. Extractores de Aleta (vanes o bafles): Obligan al flujo de gas a

experimentar cambios en dirección mientras pasa entre las placas

paralelas. Las gotas se enredan en las superficies de las placas, se

funden y caen a un área de recolección de líquidos para ser dirigidos

hacia la sección de recolección de líquidos del recipiente, Como lo

muestra la Figura 10.

56

Figura 10: Aletas


D. Rompe vórtices: Este elemento es utilizado para impedir que se

formen vórtices, cuando la válvula de control de líquido se abra apra

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 vórtices debe ser hecho de 3/8” como mínimo.

3.3.4 SECCIÓN DE RECOLECCIÓN O ALMACENAMIENTO DE LAS

FASES LÍQUIDAS

Esta zona es líquida, posiblemente puede tener atrapadas burbujas de gas;

utiliza el tiempo de retención para eliminar estas burbujas. En esta sección

se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas.

Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar

los posibles baches del líquido que se pueden presentar en una operación

normal, además posee elementos de instrumentación industrial adecuada

como son los controladores de nivel mediante un flotador para manejar

volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación.

La sección de almacenamiento de líquidos debe estar situada en el

separador, de tal forma que el líquido acumulado no sea arrastrado por la

57

corriente de gas que fluye a través del separador. Se requiere de un tiempo

de resistencia mínimo para llevar a cabo el proceso de separación.

Los principales componentes externos de un separador, podemos observar

en la Figura 11.

Figura 11: Componentes Externos de un Separador

(Repsol YPF, 2007)

3.4 COMPONENTES INTERNOS DE UN SEPARADOR

Los componentes principales internos de un separador, los podemos

observar a continuación en la Figura 12.

58

Figura 12: Componente Internos del Separador

(Repsol YPF, 2006)

1. Entrada del fluido

2. Válvula de seguridad de presión

3. Placa coalescente

4. Rompedor de olas

5. Salida del gas

6. Extractor de niebla

7. Control de nivel de crudo

8. Salida del crudo

9. Rompedor de Vortex

10. Visor

11. Salida de agua

12. Control de nivel de agua

13. Placa deflectora

3.5 FUNCIONAMIENTO

El fluido una vez que ingresa al separador choca con la placa deflectora, en

esta sección todo el líquido y gas tratarán de separarse, si el agua y el crudo

no están emulsionados, el agua caerá al fondo del recipiente y el crudo se

59

depositará sobre el agua, el gas fluirá hacia la salida del gas en la parte

superior.

Es gas arrastra gotas de agua y crudo hacia su salida, con el fin de evitar

que crudo y vapor condensado salgan junto al gas se instalan en el interior

del separador placas coalescentes y malas de alambre, sin embargo no se

logra una separación total de las gotas de líquido por lo que se requiere la

utilización de inyección de químico antiespumante.

Por la parte inferior del recipiente es evacuada el agua, y el crudo es

recolectado a través de un canal que tiene su salida en la parte intermedia

del separador.

Para controlar el nivel de agua y crudo se lo realiza mediante un controlador

de nivel de interfase y un controlador de nivel de crudo, así como la presión

con un controlador de presión de gas. La mayor parte de separadores

poseen un sistema de Sand Jet que nos permite realizar limpiezas internas

con el objetivo de eliminar la acumulación de arenas y sólidos en el fondo del

recipiente.

3.6 CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES

a) Por su aplicación

Separador de Prueba

Es utilizado para separar y medir la cantidad de los fluidos provenientes

del pozo, como también nos permite conocer las características físico-

químicas de los fluidos (petróleo, agua y gas), el cual es extraído de un

pozo establecido el cual nos permite saber las propiedades de ese

yacimiento.

60

Separador de Producción

Este separador es el encargado de separar el petróleo, del gas y del

agua de toda la producción de los pozos que fluyen hacia la estación,

podemos observar en la Figura 13.

Figura 13: Separador de Producción

(Petroecuador, 2009)

b) Por el fluido que separa

Separador Bifásico

Estos separadores de dos fases separan el fluido del pozo en líquido y gas,

y descarga el gas por la parte superior del recipiente y el líquido por la parte

61

inferior. En estos equipos, las partículas de líquido se asentaran y las de gas

se irán hacia arriba.

Separador Trifásico

Los separadores de tres fases, se refiere a la separación de gas, petróleo y

agua no emulsionada, por diferencia de densidades. Para esto se

proporciona al líquido suficiente tiempo de residencia y es depositado en un

espacio donde no hay turbulencia.

Además de los dispositivos y secciones con que cuentan los separadores de

líquido y gas, el separador de tres fases cuenta con los siguientes

accesorios y características:

1) Dispositivos de descarga independientes para el aceite y para el

agua.

2) Un sistema de control para la interfase agua – petróleo.

3) Una capacidad de líquidos suficiente para proporcionar el tiempo de

retención necesario para que se separe el petróleo y el agua.

c) Por la forma

Los separadores por su forma se clasifican en:

Horizontales:

El fluido entra en el separador y se contacta con un desviador de ingreso,

causando un cambio repentino en el impulso y la separación bruta inicial de

líquido y vapor. La gravedad causa que gotas de líquido caigan de la

corriente de gas al fondo del recipiente de recolección. Esta sección de

recolección de líquido provee el tiempo de retención necesario para que el

62

gas arrastrado evolucione del petróleo y suba al espacio de vapor. También

provee volumen de oleada, si fuese necesario, para manejar los sobrepesos

intermitentes de líquido.

Luego el líquido sale del recipiente mediante una válvula de descarga de

líquidos, que es regulada por un controlador de nivel. El controlador de nivel

siente cambios en el nivel del líquido y controla la válvula de descarga.

El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego horizontalmente por medio

de la sección de asentamiento de gravedad sobre el líquido, mientras el gas

fluye por esta sección, gotas pequeñas de líquido que no fueron separadas

por el desviador de ingreso son separadas por la gravedad y caen a la

interfaz de gas - líquidos.

Algunas gotas son de un diámetro tan pequeño que no son fácilmente

separadas en la sección de asentamiento de gravedad. Por lo tanto, antes

que el gas salga del recipiente, pasa por una sección de fundición, o un

extractor de neblina. Esta sección emplea aletas, malla de alambre, o placas

para fundir y remover las gotas muy pequeñas, como se puede observar en

la Figura 14.

Un controlador abre y cierra la válvula de control de presión en la salida de

gas para mantener la presión deseada en el recipiente. Normalmente, los

separadores horizontales se operan llenados solamente hasta la mitad con

líquidos para maximizar el área de interfaz de gas - líquidos.

63

Figura 14: Separador Horizontal


Verticales:

En este separador el flujo de entrada ingresa al recipiente por un lado, al

igual que con el separador horizontal, el desviador de ingreso hace la

separación bruta inicial. El líquido fluye hacia abajo a la sección de

recolección de líquidos en el recipiente, y luego baja a la salida de líquidos.

Cuando el líquido llega al equilibrio, las burbujas de gas fluyen en sentido

contrario a la dirección del flujo de líquidos y eventualmente migran al

espacio de vapor, como se observa en el esquema de la Figura 15. El

controlador de nivel y la válvula de descarga de líquidos opera de la misma

forma como en el separador horizontal.

El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego arriba hacia la salida de

gas. En la sección de asentamiento de gravedad, las gotas de líquido caen

hacia abajo, en sentido opuesto a la dirección del flujo de gas. El gas pasa

por la sección del extractor de neblina antes de salir del recipiente. La

64

presión y el nivel son mantenidos de la misma forma que en el separador

horizontal.

Figura 15: Esquema del Separador Vertical


Esféricos

Las mismas cuatro secciones previamente descritas también están en este

recipiente. Los separadores esféricos pueden ser considerados como un

caso especial de separadores verticales sin un casco cilíndrico entre los dos

cabezales.

Este diseño puede ser muy eficiente desde el punto de vista de contención

de presión, pero debido a su capacidad limitada de oleada líquido y

dificultades con la fabricación, los separadores esféricos ya no son

recomendados para aplicaciones en la industria hidrocarburifera. Como se

puede observar en la Figura 16.

65

Figura 16: Esquema Separador Esférico


3.7 SEPARADORES DE AGUA LIBRE (FWKO)

Más conocidos como “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 debido a la diferencia de densidades

entre el hidrocarburo, el agua y el gas, el cual nos permite separar gas –

petróleo y agua libre, como se puede observar en la Figura 17.

Sirven para eliminar el agua libre que se forma cuando el porcentaje de agua

libre excede el 50 %. Básicamente tiene una configuración similar a los

separadores trifásicos, incrementándose únicamente el diámetro y los

deflectores en la fase líquida para eliminar la espuma y proporcionar flujo

laminar, favoreciendo la decantación del agua.

66

Estos equipos normalmente trabajan con un nivel de líquido entre el 50 y 75

% del diámetro del recipiente, debido a que la cantidad de gas será menor.

El controlador de nivel será el mecanismo más importante del FWKO, para

evitar flujos de emulsión en la corriente de agua y viceversa.

El agua obtenida de los separadores trifásicos y el FWKO, debe tener una

cantidad mínima de petróleo (menor a 100 ppm), para ser enviada al

proceso de tratamiento e inyección de agua de formación.

Figura 17: Deshidratación del Crudo

(Petroproducción, 2008)

67

3.7.1 ELEMENTOS INTERNOS DE UN SEPARADOR DE AGUA LIBRE

(FWKO)

Los elementos internos de un separador de agua libre, los podemos

observar en la Figura 18.

Figura 18: Corte lateral de un “Free Water Knockout”

(Repsol YPF, 2006)

A. Recipiente: Permite recolectar los fluidos e iniciar la separación, el cual

es calorifugado con lana mineral o secciones rígidas de lana de vidrio de 2”

de espesor y con protección exterior de chapa galvanizada.

B. Soporte: Aseguran la estabilidad del equipo mediante los lineamientos

indicados en los planos del fabricante del FWKO, el cual es montado sobre

dados de 300 mm de altura de la base, donde se apoyarán las cunas de la

envolvente, donde se soporta el equipo.

C. Distribución de entrada: Deflectores y ciclones que permiten el cambio

abrupto de la dirección y la velocidad del flujo de entrada al recipiente.

D. Eliminador de espuma: La espuma es estabilizada al hacer pasar la

misma por una serie de placas paralelas o tubos que ayudan a desintegrar

las burbujas.

68

E. Placas perforadas: Dispositivos que permiten un flujo controlado e igual

a lo largo del recipiente. Asegurando el tiempo de residencia adecuado en el

equipo

F. placas de coalescencia: Son placas paralelas lisas o corrugadas, a

través de las cuales se hace pasar el flujo de la producción, favoreciendo la

separación agua - petróleo.

G. Sand jet: Sistema de lavado de fondo de recipiente, con agua a presión

que tiene por objeto la remosión de sólidos sedimentados en el fondo del

mismo.

H. Placas de desborde de crudo: Dispositivos que permite el rebose del

crudo emulsionado exento de agua libre.

I. Rompe Vortice: Previene que se desarrolle un vortice cuando la válvula

de control de salida del líquido está abierta.

J. Eliminadores de neblina: Dispositivos que imponen cambios laminares

en el flujo y la dirección de la corriente de gas, las gotas de líquido son

atrapadas por la red, permitiendo posteriormente la caída hacia la sección de

petróleo.

3.7.2 FUNCIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE AGUA LIBRE

El fluido una vez que entra al separador y golpea en una placa deflectora,

este cambio repentino en el momentum inicia la separación del líquido y el

vapor. La placa deflectora posee un elemento que direcciona el flujo del

líquido bajo la interfase agua – petróleo y cerca de la interfase petróleo –

agua.

La fuerza de la gravedad causa que las gotas de líquido se separen del gas

cayendo al fondo del recipiente donde es recolectado. La sección de

recolección del líquido provee el tiempo de retención requerido para permitir

69

que el petróleo y la emulsión formen una capa en el tope. El agua libre se

dirige al fondo y el gas que se separa del petróleo se eleva al espacio de

vapor. El líquido luego sale del recipiente a través de la válvula de descarga

de líquido. Por un control de nivel se regula la válvula de descarga de

líquido.

El agua producida fluye desde una tubería del recipiente localizada en la

parte inferior. El controlador de nivel de la interfase mide la altura de la

interfase petróleo – agua. El controlador envía una señal a la válvula

controladora de agua que permite la cantidad correcta de agua para salir del

recipiente, de tal manera que la interfase petróleo – agua es mantenida a la

altura de diseño.

El gas fluye sobre la placa deflectora y luego horizontalmente a través de la

sección de separación gravitacional sobre el líquido. Como el gas fluye a

través de esta sección, pequeñas gotas de líquido que habían entrado en el

gas y no fueron separadas por la placa deflectora son separadas por

gravedad y caen a la interfase gas – líquido.

Algunas de estas gotas son de diámetro pequeño que no son tan fácilmente

separadas en la sección de separación gravitacional, antes de que el gas

salga del recipiente, este pasa a través de una sección de extracción de

neblina. En esta sección se usa elementos como los vanes o bafles, mallas

de alambre, o placas para coalescer y remover las gotas mas pequeñas de

líquido en una separación final antes de que el gas salga del recipiente.

Mediante un controlador de presión es mantenida la presión en el separador,

los sensores del controlador de presión indican los cambios de presión en el

separador y envían una señal de abrir o cerrar la válvula de control de

presión.

Para controlar la rata de gas que va a salir por el espacio de vapor del

recipiente, se debe mantener una determinada presión. Normalmente, los

separadores horizontales son operados con la mitad llena de líquido para

70

maximizar el área superficial de la interfase gas – líquido. El proceso de

separación de agua libre, podemos observar en la Figura 19.

Figura 19: P&D de un Sistema de Tratamiento FWKO

(Repsol YPF, 2008)

3.7.3 PRINCIPALES PROBLEMAS DE UN SEPARADOR DE AGUA LIBRE

(FWKO)

Los principales problemas operativos pueden causan daños irreparables en

el separador, como se lo describe a continuación.

71

3.7.3.1 Formación de espumas

Es necesario determinar mediante pruebas de laboratorio, las tendencias de

crudo a formar espumas para incluir en el diseño o no platos rompe

espumas, o caso contrario se procede a inyectar químico antiespumante.

Este problema se origina debido a las impurezas presentes en los fluidos de

producción (agua/petróleo), las cuales generan problemas mecánicos en los

controladores de nivel en la interfase petróleo – gas.

La formación de espumas reduce su eficiencia de operación, dificultando la

separación del gas de líquidos, originando arrastre de gas en la descarga de

líquidos del separador.

3.7.3.2 Tamaño de las partículas del líquido

El tamaño de las partículas suspendidas en el flujo de gas, es un factor

importante en la determinación de la velocidad de asentamiento en la

separación por gravedad y en la separación por fuerza centrífuga. (ver

Tabla 12). También es importante en la determinación de la distancia de

paro, cuando la separación es por choque.

La velocidad promedio del gas en la sección de separación secundaria,

corresponde a la velocidad de asentamiento de una gota de líquido de

cierto diámetro, que se puede considerar como diámetro base.

Teóricamente todas las gotas con diámetro mayor que el base, deben ser

eliminadas. En realidad lo que sucede es que se separan partículas más

pequeñas que el diámetro base, mientras que algunas más grandes en

diámetro no se separan. Lo anterior es debido a la turbulencia del flujo, y a

que algunas de las partículas de líquido tienen una velocidad inicial mayor

que la velocidad promedio del flujo de gas. La separación de flujo

horizontal también está sujeta a los mismos efectos.

72

La recuperación de líquidos en el separador es aproximadamente 5000

galones por millón de pie cúbico de gas, mientras que el volumen de

líquidos que se recupera en el tanque de almacenamiento es del orden de

2000 galones por millón de pie cúbico.

Tabla 13. Comportamiento de las partículas de líquido en función de su tamaño

TAMAÑO DE LA PARTÍCULA

EEFCTO

10 micrones < dm <100 micrones Retenidas por el extractor de neblina

400 micrones < dm < 500 micrones Se asientan por efecto de gravedad

>10 micrones Se depositan en la zona de retención

de líquido

(Arnold Ken, Superface Production Operations, Vol II, 1999)

3.7.3.3 Acumulación de parafinas

La acumulación de parafinas en el extractor de neblina, afecta a las

superficies de coalescencia de la sección de acumulación de líquidos, se

deberá utilizar extractores de niebla de platos o centrífugos, también se

puede utilizar vapores o solventes (monholes), para lo cual se debe proveer

de orificios al recipiente.

Para el caso en que se tenga crudos parafínicos, se recurre a la utilización

de dispersantes o inhibidores de parafinas, a dispositivos electromecánicos

que actúen como dispersantes de las parafinas.

73

3.7.3.4 Problemas de arena

Debido a las altas fuerzas de arrastre por altos caudales de producción, la

arena proveniente de la formación productora debido a completamiento

original deficiente provoca abrasión de las partes internas de las válvulas de

descarga, afectando los controles de nivel para incluir la instalación de un

adecuado sistema de control de arena en el completamiento original del

pozo.

La producción de arena causa abrasión en las líneas de descarga del

separador, acumulación de arena en el fondo del recipiente y taponamiento

en las salidas o descargas del líquido, lo cual debilita el material y disminuye

la vida útil de las mismas, por lo tanto se recurre a la utilización de

dispositivos resistente de la abrasión e incluir el uso de un sistema de lavado

a presión de agua.

3.7.3.6 Causas químicas (agentes emulsionantes)

La emulsión se forma en la interfase agua – petróleo, dificultando el control

de nivel según el tipo de interfase. Se puede agregar rompedores de

emulsión o el uso de fuentes de calor para reforzar el rompimiento de estas

emulsiones.

3.7.3.7 Problemas de arrastre de líquido en la fase gaseosa

Por la presencia de alto contenido de agua y crudo en la corriente de gas a

la salida o descarga provoca un alto nivel del líquido, daños en el sistema de

control de nivel, distancia insuficiente entre el desviador de flujo y extractor

de niebla, tiempos de residencia bajos, daños en las válvulas de descarga y

alta turbulencia.

74

De experiencia de campo se ha determinado que partículas de líquido de

100 micrones o mayores son removidas en la sección de asentamiento

gravitacional del separador. Este parámetro incide en la velocidad de

asentamiento, de las partículas de líquido, la misma que indica la velocidad

máxima que debe tener el gas para permitir que partículas de líquido de este

diámetro o mayores se separen del gas en movimiento.

3.7.3.8 Problemas de arrastre de gas en la fase liquida

Existe deficiencia operacional en el proceso de separación debido a la

presencia de espuma, daños en los elementos internos del recipiente, y bajo

tiempo de residencia.

Se debe considerar que si la velocidad del gas supera a la del diseño,

existirá un arrastre de gas en la corriente de flujo de líquido.

3.7.3.9 Problemas que ocasiona el tiempo de arrastre

El tiempo de retención, es el tiempo necesario para que el líquido y el gas

lleguen a un equilibrio a la presión del operador y las partículas inicien el

proceso de asentamiento. Este tiempo puede estimarse de varios segundos

hasta minutos (30 seg. – 3 min.); 5 min, crudo en el Oriente Ecuatoriano.

El tiempo de retención afecta el tamaño del separador, mientras mayor sea

el tiempo de retención mayor serán las dimensiones del separador y la

calidad de separación también se incrementará.

Si hay presencia de espuma el tiempo de retención tiende a aumentar hasta

3 o 4 veces el tiempo establecido, consecuentemente se deberá utilizar

químicos con efectos antiespumantes, además de este efecto tendremos la

dificultad de que la espuma ocupa más espacio, con lo que el volumen para

75

recolección de líquidos y gases varía, con la consecuencia de una mala

separación de fases; y por último al tener espuma en demasía el líquido no

estará en 2 fases, sino en tres fases, lo que resulta difícil controlar.

3.8 DIMENSIONAMIENTO DE UN SEPARADOR DE AGUA

LIBRE (FWKO) HORIZONTAL

Cuando el petróleo y el agua se encuentran mezclados con cierta intensidad

y luego se deja reposar, una capa de agua muy clara se forma en el fondo

del recipiente. El tamaño de esta capa con el tiempo se indica en la Figura

20.

Después de un período de tiempo, entre tres y veinte minutos, el cambio en

la altura del agua es insignificante. La fracción de agua, obtenida por

decantación, se conoce como “agua libre”, por este motivo a los

separadores trifásicos se les conoce también como “free water knock-out”

FWKO.

Figura 20: Capa de Agua vs. Tiempo

(Repsol YPF, 2010)

% Agua en la muestra

Tiempo

hw

/h

hw

h

e h

oPetróleo

Emulsión

Agua

76

Un separador horizontal trifásico es muy similar a un separador bifásico, con

la diferencia que la fase del petróleo se vierte a una sección de acumulación,

antes de descargarse fuera del equipo, Ver Figura 21.

En la mayoría de los diseños el deflector de choque a la entrada, tiene una

pantalla que obliga al líquido a descender, para ayudar a definir rápidamente

las capas de petróleo y agua. El nivel de la interfase gas-petróleo puede

variar desde la mitad hasta los tres cuartos de la altura (diámetro) del

separador, dependiendo de la relación gas-líquido que tenga el flujo de

entrada, es decir, si existe más líquido que gas, el nivel será el más alto.

Figura 21: Separador de Agua Libre

(Petroecuador, 2009)

77

3.8.1 SEPARADORES HORIZONTALES TRIFÁSICOS

Para el dimensionamiento de los separadores horizontales trifásicos se

necesita especificar un diámetro del separador y una longitud de costura a

costura. Esta selección debe satisfacer las características para la capacidad

de gas que permitirá a las gotas de líquido caer desde el gas hasta la zona

de volumen de líquido, mientras que el gas atraviesa la longitud efectiva del

separador. Ésta debe proveer un tiempo de retención suficiente para que el

líquido se separe del gas.

Las consideraciones de la capacidad del gas y del tiempo de retención

establecen ciertas combinaciones aceptables de diámetro y longitud. La

necesidad de separar gotas de agua de 500 micras del petróleo establece un

diámetro máximo.

3.8.2 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:

[

] [ ]

Donde:

Fd = fuerza de arrastre (lb)

CD = coeficiente de arrastre

A= área de la sección transversal de la gota (pie2)

= densidad de la fase continua (lb. /pie3 )

Vt = velocidad Terminal de asentamiento de la gota (pie/s)

78

gc = 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:

[ ]

= número de Reynolds

Por lo tanto se puede decir que la velocidad de asentamiento de la gota,

cuando existe flujo laminar del gas viene dada por:

( )

[ ]

Donde:

diferencia de gravedades especificas, relativa al agua entre la gota y el ═ץ ∆

gas.

dm= diámetro de la gota (micras)

µ = viscosidad del gas (cP)

Para el caso de las Estaciones de producción la ley de Stokes no es

aplicable, razón por lo cual la siguiente ecuación más completa para el

coeficiente de ecuación.

+

⁄+ 0.34 [ ]

Igualando la fuerza de arrastre y de flotación la velocidad final de

asentamiento se determina por:

[(

)

] ⁄

[ ]

Donde:

Vt= velocidad de asentamiento de las gotas

ρl= densidad del líquido (lb. /pie3)

79

ρg= densidad del gas a la temperatura y presión del separador (lb./pie3)

dm= diámetro de la gota (micras)

µ= viscosidad del gas en (cP)

Las ecuaciones 3.4 y 3.5 se pueden resolver de manera iterativa de la

siguiente manera.

1. CD es =0.34 y asumimos entonces:

[(

)

]

⁄

2. Calcular el número de Reynolds mediante

3. Con el número Re calculado se busca el valor de CD usando la ecuación

3.4

4. Con el nuevo valor de CD volver a calcular Vt usando la ecuación 3.5

5. Comparar el valor obtenido de Vt con el valor anteriormente asumido, de

tal 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.

3.8.3 CAPACIDAD DEL GAS

La limitaciones de la capacidad del gas proporcionan las siguiente fórmula:

dLeff = [

] [ ]

80

Donde:

d= diámetro interno del separador (pulgadas)

Leff=longitud efectiva del separador donde ocurre la separación (pies)

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= constante que depende de las propiedades del gas, del líquido y del

tamaño de la gota a ser separada del gas.

3.8.4 TIEMPO DE RETENCIÓN

De acuerdo con las restricciones de tiempo de retención se pueden obtener

también aceptables combinaciones de dimensiones del separador diámetro

(d) y longitud efectiva (Leff).

[( )( ) ( )( ) ] [ ]

Donde:

tasa del flujo de agua (bls/día)

( ) = tiempo de residencia del agua (minutos)

= tasa del flujo de petróleo (bls/día)

( ) = tiempo de residencia del petróleo (minutos)

3.8.5 ECUACIÓN DE ASENTAMIENTO

El Requerimiento de que las gotas de agua de 500 micras sean capaces de

separarse de la capa de petróleo se establece la siguiente ecuación.

81

( ) ( )

[ ]

Donde:

= espesor de la capa de petróleo (pulgadas)

= diferencia de gravedades específicas entre el agua y el petróleo

= viscosidad absoluta en cP

Este es el espesor máximo de la capa de petróleo que puede haber y

todavía permitir que las gotas de agua se separen en un tiempo de retención

del petróleo ( )

Para = 500 micras

( ) ( ) ( )

[ ]

Cuando se tiene especificado el tiempo de retención del petróleo y el tiempo

de retención del agua, dado la restricción del máximo espesor de la capa de

petróleo establece un diámetro máximo de acuerdo con el siguiente

procedimiento:

Calcular ( )

Calcular la fracción de área de la sección transversal ocupada por la

fase de agua, mediante la siguiente ecuación:

( ) ( ) ( )

[ ]

Donde:

Aw= área de la sección transversal ocupada por el agua

A= área total del cilindro.

82

Qo= tasa de flujo de petróleo (Bls)

Qw= tasa de flujo del agua (Bls)

(tr)w y (tr)o= tiempo de residencia del agua y tiempo de residencia del petróleo

(minutos)

Con los resultados anteriores, vamos a la figura 22 y se determina el

coeficiente (Z).

Si de las combinaciones (diámetro, longitud efectiva) logra satisfacer las

necesidades presentadas por las tres ecuaciones (3.1, 3.2, 3.3), entonces

cumplirá con el requerimiento y criterio de que será posible separar las

gotas de agua de hasta 500 micras.

FIGURA 22. Determinación del coeficiente (z) para un cilindro lleno hasta

la mitad con líquido

(Sistemas de Producción en Campos Petroleros, 2007)

83

Calcular dmax de:

( )

[ ]

3.8.6 LONGITUD COSTURA A COSTURA Y RELACIÓN DE ESBELTEZ

La longitud del separador de costura a costura puede ser calculada

geométricamente una vez que ha sido determinada una longitud efectiva.

Debe considerarse un espacio para el invertidor de flujo de entrada y para el

extractor de neblina. Para propósitos de selección la siguiente aproximación

es útil:

[ ]

[ ]

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 líquido, puede utilizarse una

relación de esbeltez más elevada. Pueden ocasionarse olas 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 está en el orden entre 3 y 5.

84

3.9 SELECCIÓN DE PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN

EL DISEÑO DEL SEPARADOR

A los efectos de diseño de un separador se deben considerar los parámetros

que afectan el comportamiento del sistema. Se analizará las propiedades de

los fluidos, las cuales se derivan del comportamiento de las fases que se

separan cuando la mezcla de hidrocarburo entra al recipiente. Las

características del gas y del líquido dentro de la unidad intervienen de

manera directa en el dimensionamiento. Dentro de estos parámetros

tenemos:

3.9.1 PARÁMETROS DE OPERACIÓN

o Presión.

o Temperatura.

o Tasa de gas.

o Tasa de petróleo.

o Tasa de agua (de ser requerida).

3.9.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

o Viscosidad.

o Gravedad específica.

o Densidad.

o Gravedad API.

o Factor de compresibilidad (z)

85

3.9.3 PARÁMETROS A DETERMINAR PARA EL DIMENSIONAMIENTO

DE SEPARADORES

Es fundamental determinar ciertas características geométricas para obtener

una separación eficiente de los fluidos provenientes del pozo, por lo tanto se

necesita definir:

• Capacidad de gas.

• Capacidad de líquido.

• Diámetro del separador.

• Longitud del separador.

• Dimensión y ubicación de las distintas boquillas del separador y el

dispositivo extractor de neblina.

Las características de dimensionamiento deben satisfacer las necesidades

de producción tomando en cuenta el menor costo posible, para tal fin es

recomendable aumentar la longitud que el diámetro.

3.9.4 SECUENCIA PARA EL DISEÑO DE SEPARADORES DE AGUA

LIBRE (FKWO)

En el diseño de separadores de agua libre intervienen muchos parámetros,

se requiere unos datos de entrada, los cuales permiten el desarrollo de una

serie de cálculos, que nos llevan a obtener el separador que cumplen con

las exigencias de operación (dependiendo el caso), el operador debe estar

en la capacidad de elegir él más adecuado.

86

3.9.5 DIMENSIONAMIENTO SEPARADOR GAS-PETRÓLEO-AGUA

LIBRE HORIZONTAL

Se establece la secuencia paso a paso, que permite diseñar el separador

horizontal de agua libre (FKWO) más óptimo a partir de datos de entradas

específicos.

Datos de entrada:

• Presión = p (lpca)

• Temperatura = T (°F)

• Tasa de petróleo = Qo (bpd)

• Tasa de gas = Qg (MMpcsd)

• Tasa de agua =: Qw (bpd)

• Gravedad específica del gas = GEg

• Gravedad específica del agua = GEw

• Gravedad API

• Viscosidad del petróleo (cp)

• Tamaño de gota = dm (micrón)

• Tiempo de retención de petróleo = tro (min)

• Tiempo de retención de agua = trw (min)

En la tabla 14, podemos observar los valores de las propiedades

y características de los fluidos que se procesan en la estación

SA1.

87

Tabla 14. Propiedades y Características de los Fluidos de la

Estación

(Centro de Investigación Geológicas. Gerencia de Exploración y Desarrollo, 2011)

Paso 1

Seleccionar un tiempo de residencia para el petróleo (tr )o y para el agua (tr)w.

Paso 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.

( ) ( )

Temperatura de Operación (F) 105.0

Presión de Operación (psi) 35.0

API 28.6

Gravedad Específica del Petróleo 0.8838

Densidad del Petróleo (lb/PC) 55.2

Viscosidad del Petróleo (cp) 10.96

Diámetro de la Partícula (um) 155

Gravedad Específica del Gas 1.236

Densidad del Gas (lb/PC) 0.169

Factor de Compresibilidad del Gas (z) 0.9918

Viscosidad del Gas (cp) 0.0110

Peso Molecular del Gas (lb/lb-mol) 32.0000

Salinidad (ppm CL) 25800.0

Gravedad Específica del Agua 1.044

Densidad del Agua (lb/PC) 65.16

Viscosidad del Agua (cp) 0.65

88

Para 500 micras: ( ) ( ) ( )

Paso 3

Obtener el valor de Aw/A.

( ) ( ) ( )

Paso 4

Calcular

, mediante la figura 22.

Paso 5

Determinar dmax

( )

Nota: dmax. Depende de Qo, Qw, (tr)o y (tr)w

Paso 6

Calcular combinaciones de diámetro y longitud efectiva, para diámetros

menores al diámetro 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.

[

]

89

[(

)

]

⁄

Paso 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.

[( )( ) ( )( ) ]

Paso 8

Determinar la longitud de costura a costura para:

capacidad del gas

capacidad del líquido

Paso 9

Escoger dimensiones aceptables. La relación de esbeltez (

)debe

fluctuar entre 3 y 5.

ANÁLISIS DE RESULTADOS

90

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS

Para la elaboración del manual de procedimientos a seguir para instalar un

separador trifásico de agua libre es necesario conocer los pasos a realizarse

en este proceso. Para la elaboración de dicho manual es necesario conocer

la norma API 12J. La cual nos ayuda a determinar los componentes internos

y externos del separador y las principales fallas que sufren los equipos.

API 12J. es un documento para la instalación de separadores, sus

componentes y funcionamiento, el cual es de gran ayuda para determinar las

principales fallas en los equipos internos debido a la formación de espumas,

parafinas, arenas.

4.1 “ELABORACIÓN DE UN MANUAL DE PROCEDIMIENTOS

PARA INSTALAR UN SEPARADOR TRIFÁSICO DE AGUA

LIBRE (FREE WATER KNOCK-OUT) EN LA ESTACIÓN

SHUSHUFINDI- AGUARICO DEL CAMPO SA1”

SECCIÓN I

MARCO LEGAL

La elaboración de un manual de procedimientos para instalar un

separador trifásico de agua libre (Free Water Knock-out) en la

estación Shushufindi- Aguarico del Campo SA1, provee normas

de diseño y regulaciones establecidas por la norma API 12J.

91

SECCIÓN II

Equipo de protección personal

Toda empresa debe proporcionar a sus empleados todo el EPP

requerido para realizar sus labores.

El correcto uso y selección del EPP, es importante para realizar un

trabajo seguro y saludable.

Todo el personal debe ser entrenado en el uso correcto del Epp, sus

beneficios, propósitos, funcionamiento, inspección y mantenimiento.

SECCIÓN III

Prevención y protección contra incendios

Un incendio representa un peligro serio para el personal y las instalaciones

por lo tanto se requiere de controles específicos para reducir el riesgo de

incendio, a fin de evitar daños mayores tanto al personal como a las

instalaciones.

1.- Mantenga siempre el equipo contra incendios en buenas condiciones y

sin obstrucciones.

2.- Efectúe inspecciones periódicas de todos los equipos de uso.

3.- Reporte todo daño o deterioro causado por su uso o exposición al

ambiente al Departamento de QHSE.

4.- Todos los extinguidores deben ser recargados inmediatamente después

de su uso, hayan o no sido descargados completamente.

92

SECCIÓN IV

INFORMACIÓN SOBRE EL PROCEDIMIENTO Y ESPECIFICACIONES

TÉCNICAS PARTICULARES DEL MONTAJE

El Jefe de la estación, Superintendente, Supervisor y operadores son

los responsables de una operación eficiente y libre de accidentes.

El supervisor es el encargado de revisar que el recipiente es

calorifugado con lana mineral en colchonetas ó secciones rígidas de lana de

vidrio de 2” de espesor, densidad 100 Kg/m3, con barrera de vapor,

de acuerdo a la norma ASTM C 547 Clase 1, conductividad térmica no

mayor a 0.26 BTU. Pulg./hora.Pie2 a 75°F de temperatura promedio,

resistencia a hongos y bacterias de acuerdo a l a n o r m a ASTM D. 202.

Las líneas de salida de agua, petróleo, y los stand pipe de los indicadores

de nivel, también calorifugados, estos últimos con traceado eléctrico para

mejorar la visión.

Los operadores se encargan de revisar los ánodos de sacrificio los

cuales son de 76mm de longitud adecuada al 80 % del diámetro del

recipiente, instalados, suspendidos en la parte superior del recipiente a

través de una brida de 4”,para permitir su control de potencial o extracción

sin necesidad de vaciar y/o abrir el equipo.

Las líneas de descarga de gas, petróleo, agua y drenajes,

correctamente soportadas se prolongan terminadas en bridas alineadas

sobre el mismo lado, salvo la línea de entrada de fluido que estará del lado

opuesto, todas a 300mm del piso. En plano opuesto a la entrada de fluido

se ubica un skid con los cuadros de válvulas de regulación de petróleo y

agua; el que posee terminaciones bridadas a fin de realizar el

93

conexionado con las terminaciones bridadas de las líneas de salida del

equipo, procedimiento que debe ser supervisado por el superintendente.

Se conectan las válvulas esféricas de paso total con internos

inoxidables y asiento con inserto de teflón. Las válvulas de hasta 1

1/2”con conexión NPT, para 2”y superiores van conectadas a una brida

que permite el control del potencial.

El accionamiento de las válvulas esféricas de hasta 4” inclusive a

palanca y con esfera flotante, para diámetros superiores será con

mecanismo sin fin y corona.

Las válvulas mariposas tipo wafer, aptas para colocar entre bridas

según la Norma ANSI B16.5 #150, cuerpo de hierro fundido, disco de

aleación aluminio-bronce, asiento Buna “N”. Posee accionamiento manual

a palanca para 6” e inferiores y con reductor a tornillo sin fin y corona

helicoidal para diámetros superiores a 6”.

Los sistemas de control de Gas y Líquidos llevan conexión con

válvula esférica para venteo ½” y drenaje 1”, para purga de las válvulas de

control, las cuales deben llevar un control mensual a cargo del supervisor.

Los instrumentos y válvulas aptos para trabajar a la intemperie,

seleccionados de acuerdo a las condiciones de diseño y de proceso

especificadas en la norma API RP 550.

Las tuberías y accesorios de los lazos de control de acero

inoxidable normalizado mínimo 3/8” van conectados con accesorios de

conexión a compresión también de acero inoxidable. Con manifold

integrales para los montajes, con válvulas aguja y purga y válvulas esféricas

previas de bloqueo.

94

PROCEDIMIENTO PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA INTERIOR

La aplicación y preparación de todas las superficies la realizará un

aplicador calificado. (Personal capacitado en pintura anticorrosiva)

Los obreros son los encargados de la eliminación de bordes filosos,

amolar hasta obtener un radio mínimo de 5mm.

Amolado al ras de las costuras de soldaduras, de manera de presentar

un aspecto no inferior al grado CS/BK según Norma DIN 8563, parte

3.

El recipiente no debe llevar salidas con niples, las salidas serán

bridadas de 50 mm de longitud como mínimo.

Aplicar una capa ligera de abrasivo seco a metal blanco, es decir

directo al metal externo.

Aplicar epoxi cerámico flexible, espesor 250mm en interior del

recipiente.

Aplicar revestimiento a base de fluorpolimero horneado, en el interior

de cañerías de agua, petróleo, gas y lodos.

PROCEDIMIENTO PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA EXTERIOR

Aplicar una capa muy ligera de abrasivo seco a metal casi blanco.

Aplicación epoxi altos sólidos, 2 capas de 125mm, total 250mm.

Las cuñas o monturas de apoyo, se aplicará pintura anticorrosiva

normal de color negro.

95

PROCEDIMIENTO PARA IDENTIFICAR Y DIFERENCIAR LOS EQUIPOS

Los aperadores después de recibir la orden de trabajo del supervisor,

proceden a pintar las cañerías de gas, deben ser pintadas de color

Amarillo, según la norma IRAM D 1054 05-1-040.

Las cañerías de electricidad, van de color Negro, como se indica en

la norma IRAM D 1054 11-1-060.

Las cañerías de petróleo, deben ser pintadas de color Castaño, como

se indica en la norma IRAM D 1054-07-1-150.

Las cañerías de agua, van de color verde, según la norma IRAM D

1054-01-1-140, a fin de evitar contaminaciones.

Chapa de identificación: La chapa de identificación de acero

inoxidable, está fijada por soldadura o tornillos en el frente del

recipiente, y en la misma se consigna: Fabricante, caudal operativo,

presión de prueba y diseño, temperatura de diseño, material y

espesor de chapa en cuerpo y cabezales, espesor de corrosión,

diámetro y longitud de envolvente, volumen del equipo, peso de

equipo vacío y en operación, estampa de calidad del recubrimiento

anticorrosivo interior.

PROCEDIMIENTO DE CONTROL DE CALIDAD

Se debe realizar el test radiográfico de todas las soldaduras; e

hidrostático, de acuerdo con lo establecido en el Código ASME

Sección VIII, Div. 1, manteniendo la presión durante seis (6) horas

sin que se produzcan pérdidas ni exudaciones, luego del ensayo se

reemplazan todas las juntas.

Los manuales de operación y mantenimiento deben incluir los

planos aprobados y los certificados de control de calidad de

fabricación de cada elemento constitutivo y de la aplicación del

96

recubrimiento interno anticorrosivo. El PLC debe contar con una

garantía expresa que el Hardware y Firmware [programas de

computación no volátiles contenidas en un dispositivo de hardware

como memoria de sólo lectura (ROM)] provistos, cumplen, y

continuarán cumpliendo, todos y cada uno de los estándares y

criterios necesarios para su uso y operación en el Año 2000 y

siguientes, en total y completa conformidad con cualquier

especificación aplicable establecida y no requerirá ninguna

re-elaboración, reprogramación, modificación, reinstalación o

recopilación.

PROCEDIMIENTO DEL MONTAJE - CONEXIÓN E INSTALACIÓN

Para el montaje en obra, se debe efectuar un estudio de suelos,

a fin de determinar el valor de fundación de las bases, de acuerdo

a las características dimensionales y de peso del FWKO. El predio

terminado debe quedar en su parte superior con una superficie de

aproximadamente 30 m. x 10 m., donde se corta el terraplén hasta la

profundidad que determine el estudio; luego se rellena en capas de

caliza no mayores de 10 cm compactando con agua y elementos

mecánicos apropiados

Posteriormente, se procede a la construcción de las bases según

los lineamientos indicados en los planos del fabricante del FWKO,

de manera de asegurar la estabilidad del equipo, y considerando una

velocidad de viento de 64 m/seg para el diseño.

El hormigón que sobresale del terreno debe quedar terminado sin

imperfecciones para lo cual se deberá utilizar encofrado apropiado. A

150 mm del nivel del terreno se debe construir una platea que

abarque la base.

97

El FWKO se montará sobre dados de 300 mm de altura de la base,

donde se apoyarán las cunas de la envolvente, donde se soporta el

equipo. Se efectúa la instalación de las cañerías de ingreso,

descargas, escaleras, plataformas, etc.

Una vez instalado el FWKO totalmente equipado, se debe verificar y ajustar

el siguiente instrumental:

Sistema de regulación de nivel de petróleo.

Sistema de regulación de nivel de interfase

Sistema ecualizador de presión / salida de gases

Instrumentación asociada (manómetros, termómetros, visores de

nivel, etc.) Sistema automático de drenajes de lodos. PLC

Protección catódica

PROCEDIMIENTO DE LA PUESTA EN MARCHA DEL SEPARADOR

Se debe cerrar todas las válvulas de purga y los bloqueos, dejar una

sola válvula de venteo abierta.

Llenar con agua hasta el 75% de su diámetro.

Cerrar la válvula de venteo que se dejó abierta.

Habilitar el suministro de gas a instrumentos.

Abrir los bloqueos del sistema ecualizador, presurizar a la presión de

operación.

Abrir los bloqueos de descarga de agua y petróleo, y gradualmente el

98

ingreso de fluido al equipo.

Controlar el funcionamiento de los controladores de nivel de interfase

y de petróleo.

Una vez que le equipo se encuentre funcionando dentro de su

capacidad, su marcha continuará en forma automática.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

102

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

1. La elaboración del manual de procedimientos para instalar el

separador trifásico de agua libre (Free Water Knock-out), permite determinar

los parámetros a seguir al momento de instalar en la línea de producción a

fin de evitar daños operativos causados por las fallas en el montaje,

conexión e instalación.

2. En el año 2011 en la Estación SA1, en base a la información del

historial acumulado de producción se concluye que la producción de agua

alcanza los 86470 BPD con un porcentaje de agua libre del 72.3 %, razón

por la cual es conveniente la instalación de dicho separador. La

implementación de este separador alcanzara a manejar el total de la

producción esperada hasta el 2022 la misma que es de 5.960 MMPCS de

gas, 39600 BAPD y 13800 BPPD.

3. Mediante la norma API 12J, la cual ayuda como guía estándar sobre

el diseño y construcción de los separadores, la misma que permite

determinar los procedimientos y especificaciones a seguir con respecto a su

instalación y montaje, teniendo en cuenta que las operaciones en campo no

permiten que se aplique de forma específica dicha norma.

4. Los separadores de agua libre son de gran importancia debido a

beneficios que ofrece en la producción de petróleo y gas natural, los cuales

deberían implementarse en cada una de las estaciones bajo las condiciones

de producción de fluidos especialmente de agua.

103

5.2 RECOMENDACIONES

1. El aumento del corte de agua en el campo SA1 es alarmante, para el

año 2022 la estación Shushufindi-Aguarico tendrá que soportar un BSW

cercano al 95%, motivo por el cual es necesario incrementar procesos para

tratar y reinyectar al agua de formación.

2. Todos los equipos que se utilizan en el FKWO deberán cumplir con las

normas de seguridad y mantenimiento recomendadas por la API, ASME y

ANSI.

3. Mantener un adecuado control de las características físico – químicas

de los fluidos que ingresan al separador trifásico de agua libre, a fin de evitar

daños en el mismo y optimizar su funcionamiento.

4. Es importante que todos los equipos que se encuentran en la estación

SA1 posean chapas de identificación, así como también las cañerías del gas,

agua petróleo y electricidad estén pintadas de colores diferentes

respectivamente para poder diferenciarlas, se recomienda que una vez al

año se pinten la tuberías y también se realice un mantenimiento preventivo

cada 3 meses a todos los equipos.

5. Se recomienda que todo el personal encargado de manipular, dar

mantenimiento y/o poner en línea de producción dicho separador, debe

utilizar todo el Equipo de Protección Personal (EPP) completo, en buen

estado y darles charlas cobre el uso, mantenimiento y funcionamiento del

Separador de Agua Libre (FWKO).

NOMENCLATURA

105

NOMENCLATURA

- U: Arena “U”

- T: Arena “T”

- BT: Arena Basal tena

- PVT: Presión Volumen Temperatura

- API: Instituto Americano del Petróleo

- GOR: Relación Gas Petróleo

- µo: Viscosidad del Petróleo

- ppm: Partes por millón

- BPD: Barriles producidos

- BSW: Porcentaje de Agua y sedimentos

- CM2: centímetro cuadrado

- BOI: Factor Volumétrico

- Kuop: Factor de caracterización

- pH: Potencial De Hidrogeno

- Z: Factor de compresibilidad

- Ppr: Presión pseudoreducida

- Tpr : Temperatura pseudoreducida

- PMg: Peso molecular del gas

- µg: viscosidad del gas

- Vt: Velocidad de asentamiento

- CD: Coeficiente de arrastre

- Re: Número de Reynolds

- K: constante de Souders & Brown

- dm: Diámetro de la gota

- Leff: Longitud Efectiva

- Qw: tasa de agua

106

- CH4: Metano

- Qo: tasa de petróleo

- trw: tiempo de retención del agua

- tro: tiempo de retención del petróleo

- Ao: área de petróleo

- Al: área de líquido

- Volo: volumen de petróleo

- Volw: volumen de agua

- ho: Altura de petróleo

- Longitud costura-costura

- R :Relación longitud-diámetro

- : Velocidad de la boquilla

- Diámetro de la boquilla

- Diámetro de la boquilla de salida del líquido

- MMpcsd: Millones de pies cúbicos normales al día

GLOSARIO

107

GLOSARIO

Demulsificante: Son los encargados de romper la emulsión para

obtener crudo seco y agua limpia. Los demulsificantes pueden ser

aplicados en un amplio rango de temperaturas para conseguir el

resultado deseado. La selección adecuada (de acuerdo con las

características del fluido y la disponibilidad de facilidades de

producción) y la aplicación son determinantes para un exitoso

resultado.

Pozo exploratorio: Es aquel que se perfora luego de haberse

descubierto entrampamientos de hidrocarburos en una estructura con

el fin de delimitar el yacimiento.

Pozo de desarrollo: Es aquel que se perfora en un campo

hidrocarburifero con el propósito de realizar la explotación de sus

yacimientos.

Reserva Remanente: Son las reservas que todavía permanecen en

el yacimiento y son recuperables, las cuales son cuantificables a

cualquier fecha posterior al inicio de la producción comercial. Para

determinar estas reservas se debe conocer la producción acumulada

de las arenas productoras del campo.

Anticlinales: Se denomina anticlinal a un pliegue de la corteza

terrestre en forma de lomo cuyos flancos se inclinan en sentidos

opuestos.

108

Falla Geológica: grieta o fractura entre dos bloques de la corteza

terrestre, a lo largo de la cual se produce desplazamiento relativo,

vertical u horizontal.

Caudal o Flujo: Es la cantidad de fluido que pasa en una unidad de

tiempo. Normalmente se identifica con el flujo volumétrico o volumen

que pasa por un área dada en la unidad de tiempo.

Flujo Turbulento: Al aumentar el gradiente de velocidad se

incrementa la fricción entre partículas vecinas al fluido, y estas

adquieren una energía de rotación apreciable, la viscosidad pierde su

efecto, y debido a la rotación las partículas cambian de trayectoria. Al

pasar de unas trayectorias a otras, las partículas chocan entre sí y

cambian de rumbo en forma errática.

Fluido: es toda sustancia que tiene la propiedad de fluir, y carece de

rigidez y elasticidad, y en consecuencia cede inmediatamente a

cualquier fuerza tendente a alterar su forma y adoptando así la forma

del recipiente que lo contiene. En petróleos se maneja tres fluidos

principales: petróleo, gas y agua, o sus mezclas.

Emulsión: Sistema termodinámicamente inestable constituido por

una suspensión de partículas en el seno de otra fase líquida no

miscible. Las partículas de líquido dividido, constituyen la fase

dispersa o interna de la emulsión; el líquido en el seno del cual las

gotas están dispersas, representan la fase continua o externa. Es una

mezcla de líquidos inmiscibles de manera más o menos homogénea

Impurezas del petróleo: Las impurezas se constituyen

principalmente por las sales, fundamentalmente cloruros de sodio,

calcio y magnesio, presente en el agua de formación que tiene el

109

crudo. Óxidos de hierro, productos de la corrosión de los equipos y

medios de transporte. Arcilla, arena, sólidos en general, provenientes

de la formación productora. Compuestos organometálicos, que

afectan los catalizadores de unidades de conversión, desactivándolos.

Cristales de sal u óxidos en suspensión.

Relación gas Petróleo (GOR): es la rata volumétrica de gas

relacionada con la rata de flujo volumétrico de petróleo, ambos

convertidos en volúmenes en condiciones de presión y temperatura

estándares. De igual manera, es el resultado de dividir un volumen de

gas a condiciones normales para un volumen de petróleo que también

se encuentran a condiciones normales.

Solubilidad del Gas: se define como la cantidad de gas que se

encuentra en solución en petróleo crudo a determinada condiciones

de presión y temperatura. Para un mismo gas y petróleo a una

temperatura constante la cantidad de gas en solución aumenta

proporcionalmente con la presión; y a una presión constante, la

cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura

aumenta.

Línea de descarga: es la tubería que permite transportar los

hidrocarburos producidos desde la cabeza del pozo hasta las

instalaciones de producción.

Presión de fondo fluyente: es la presión que se mide en el fondo de

un pozo a nivel de la zona de disparos, a condiciones de flujo

gobernadas por un estrangulador.

110

Condensado: Es el conjunto de hidrocarburos en fase líquida que se

obtienen a partir de un gas a ciertas condiciones de presión y

temperatura.

Mmpcd: Unidad de flujo volumétrico normalmente utilizada en la

industria para el gas y que indica millones de pies cúbicos por día de

gas a condiciones estándares de 1 atm y 60 °F.

Estrangulador: Son dispositivos mecánicos que se utilizan en los

pozos para provocar una restricción al flujo, con objeto de controlar el

aporte de agua y arena proveniente de los yacimientos. Generalmente

los estranguladores se colocan en la superficie en el árbol de válvulas

o en el cabezal recolector a la llegada de cada pozo.

Fase: Es la parte del sistema que difiere, en sus propiedades, de la

otra parte del sistema. Los sistemas de hidrocarburo generalmente se

presentan en dos fases: gaseosa y líquida.

Catalizadores: Es una sustancia química, que modifica la velocidad

de una reacción química, interviniendo en ella pero sin llegar a formar

parte de los productos resultantes de la misma.

Roca Reservorio: Se encuentran presentes en la cuenca

sedimentaria y permiten determinar la extensión de las zonas

favorables para el descubrimiento de zonas productoras. Un

reservorio para ser considerado como tal, debe poseer porosidad y

permeabilidad, que en conjunto con la presión y la temperatura

determina el volumen de hidrocarburo en la misma.

Inyección de agua: Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia

los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua.

111

Esta técnica ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de

algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de

aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas,

entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba

la producción de petróleo en los pozos vecinos. Para la inyección se

utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista

ambiental el uso de agua fresca .El agua preparada para la inyección

debe presentar características similares al agua encontrada en el

yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el método.

Recuperación secundaria: Consiste en inyectar dentro del

yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener el

gradiente de presión. Estos fluidos se inyectan en ciertos pozos

inyectores, y desplazan o arrastran una parte de petróleo hacia los

otros pozos productores.

Manifold: Es el encargado de recolectar la producción de varios

pozos, permitiendo el manejo total o individual del flujo de los

diferentes pozos, mediante un sistema de válvulas y tuberías se

controlan y direccionan dichos fluidos hacia determinado equipo de la

facilidad, según la operación a realizar.

Sistema de deshidratación de crudos: es el proceso mediante el

cual se separa el agua asociada con el crudo, ya sea en forma de

emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido en un

porcentaje inferior o igual al 1%.

Gasoducto: un gasoducto es una conducción de tuberías de acero,

que sirve para transportar gases combustibles a gran escala, por las

que el gas circula a alta presión desde el lugar de origen.

112

Químico antiespumante: Son aditivos cuyo objetivo es reducir la

formación de espuma en productos de petróleo: aceite de silicio para

romper burbujas superficiales grandes, y las varias clases de

polímeros que disminuyen la cantidad de burbujas pequeñas

atrapadas en el crudo.

BIBLIOGRAFÍA

113

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Producción de la Estación Central para las Actuales Condiciones de

Operaciones de Campo.

116

ANEXO

ANÁLISIS PVT DE LAS ARENAS BT, U y T DEL CAMPO SA1

Pozo Arena Pi

(psi)

Pb

(psi)

Boi

(bl/Bf)

Uoi

(cp)

API T

(F)

GOR

(PCS/BF)

Bob

(bl/BF)

Densidad

(gr/cc)

Uob

(cp)

SS-51 BT 2940 870 1.1508 4.959 24 185 187 1.1749 0.8103 3.956

SS-27 U 3172 960 1.1602 11.533 18 220 141 1.1831 0.8371 6.799

SS-87 U N.R 1240 1.2722 2.44 28 220 319 1.308 0.7417 1.81

SS-88 Us+Ui N.R 1190 1.2044 2.57 28 218 263 1.2345 0.7797 1.93

SS-68 T N.R 970 1.2674 3.24 32 221 304 1.2831 0.7402 2.72

universidad tecnolÓgica...

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