By Estaciones de Flujo Instalación compuesta por tanques, bombas y tuberías donde se recolecta la producción de varios pozos para enviarla posteriormente a otros sitios según las operaciones que se realicen. Línea de Flujo: Tubería utilizada Para conducir Uno o más fluidos entre diferentes instalaciones o pozos dentro de Campos petroleros y de gas. Se llama línea de flujo al espacio de reservorio recorrido por el fluido contenido cuando se pone a producir un pozo.
Las líneas de flujo pueden ser mapeadas para generar un diagrama que muestre como se desplazan los fluidos, es muy utilizado en ecuperación secundaria. Estaciones de Flujo [1 2 Una estación de flujo 9 crudo que viene de I Svipe p posterior traslado a I stació al patio de tanque pri El objetivo fundamen e tratamiento del plotación, para su ás cercana y de allí mbeo de crudo.
Flujo en operaciones de producción petrolera consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres componentes básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior tratamiento de los hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de ellos (petróleo y gas). El proceso de tratamiento en la estación se realiza mediante na serie de sub- procesos; entre ellos tenemos separación, deshidratación,almacenamiento bombeo, etc.
Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de producción, el cual está formado p por uno o varios cabezales de producción y otro de prueba. El cabezal de prueba es utilizado para aislar individualmente la producción de un pozo con el objeto de evaluarlo. Una vez recolectado en el tubo múltiple, el crudo se envía a la etapa de separación donde se retiene un nivel de liquido especifico por un tiempodeterminado bajo condiciones controladas de presión y temperatura, esto con el objeto de eparar los hidrocarburos más livianos de los más pesados.
Al salir de esta etapa el crudo va a deshidratación, donde el sistema de calentadores eleva su temperatura de entrada bajo un proceso de transferenciade calor, esto con el fin de lograr una separación más efectiva entre el petróleo y el agua. Al avanzar por el sistema el crudo llega al patio de tanques donde pasa inicialmente a un tanque de separación de petróleo y agua, conocido como tanque de lavado, y de allí pasa a los tanques de almacenamiento (Figura 1. ). En los sistemas de baja presión (alrededor de 70 IPC) el gas proveniente de las estaciones de flujo se suministra la succión de las estaciones compresoras o también se suple como combustible. Cuando el gas proveniente de los separadores posee altas presiones (por ejemplo 1000 IPC) se puede suministrar directamente a las instalaciones de gas para levantamiento artificial o a las instalaciones para la inyección de gas a yacimientos.
La ubicación deseable de los centros de recolección y almacenamiento debe considerar prioritariamente: • El volumen de fluidos que se producen. • Las características de los pozos y las distancias que los separan. • Los programas de desarrollo. características de los pozos y las distancias que los separan. El factor económico es esencial en la selección y ubicación de las estaciones de flujo. A medida que un campo se desarrolla, se hace necesario construir nuevos centros de recolección.
Estación de Descarga[l] La estación de descarga es el punto donde toda la producción de petróleo del campo es fiscalizada antes de ser bombeada al patio de tanques; estas estaciones no sólo reciben el crudo de las estaciones de flujo en el área sino también de los pozos cercanos a ella. Su función principal es el tratamientofinal del crudo para obtener un crudo que cumplan con las especificaciones de calidad. Las estaciones de descarga están provistas de equipos destinados al tratamiento,almacenamiento y bombeo del petróleo hasta los patios tanques.
Para el tratamiento, cuentan con separadores gas – crudo para las producciones limpias (libres de agua), sucias (con agua) y de prueba, además de realizar la separación agua/crudo por medio de calentadores y tanques de lavado o de estabilización y así cumplir con las especificaciones de concentración (menor al 0,5 % de agua y sedimentos). El propósito fundamental de una estación de descarga es separar el gas, el agua y los sedimentos que arrastra el petróleo cuando s extraído de los yacimientos; este proceso se denomina tratamiento del crudo.
Proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se encuentran: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento, deshidratación, almace sq encuentran: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento, deshidratación, almacenamiento y bombeo. Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en un gran número de estaciones; luego e pasar por estas etapas, los distintos productos pasarán a otros procesos externos a la estación.
A continuación se describe cada una de las etapas por las que pasan los fluidos provenientes de los pozos: Etapa de Recolección Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de pozos o clusters.
Etapa de Separación una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido-gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas.
Es Importantesehalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador. Etapa de Depuración Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo que viene de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y C02.
El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea de líquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o miniplantas, y otra antidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motoresa gas. Etapa de medición de petróleo El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de cada pozo.
La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el dimensionamiento de las bombas. Algunas de las ecisiones más importantes de la compañía están basadas en las los análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la información de la prueba de pozos.
Etapa de Calentamiento Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua- petróleo va al calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando la separación de la emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente en las estaciones en tierra debido a las limi emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente en las staciones en tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que están costafuera (mar, lago, etc. , y para petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho. Etapa de Deshidratación del petróleo Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo y agua es pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la emulsión y extraer las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petróleo es enviado a los tanques de almacenamiento y el agua a los sistemas de tratamiento de efluentes.
Etapa de Almacenamiento del Petróleo Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo producido por los pozos asociados a las estaciones, este es almacenado en los tanques de almacenamiento después de haber pasado por los procesos de separación y deshidratación y luego, en forma inmediata, es transferido a los patios de tanque para su tratamiento y/o despacho.
Etapa de Bombeo Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envió a las refiner[as o centros de espacho a través de bombas detransferencia. Componentes básicos en una estación de flujo Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son: Múltiples o recolectores de entrada.
Líneas de flujo. Separadores de petróleo y gas. Calentadores y/o calderas. de entrada. Tanques. Bombas. Generalmente, las estaciones de flujo están diseñadas para cumplir un mismo fin o propósito, por tal razón, los equipos que la conforman son muy similares en cuanto a forma, tamaño y funcionamiento operacional. Sin embargo, las estructuras de ?stas y la disposición de los equipos varían entre una filial y otra.
Son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que consisten generalmente en varios tubos colocados en posición horizontal, paralelos uno con respecto al otro y conectados a cada una de las líneas de flujo. Su función es recolectar la producción de los pozos que llegan a las estaciones de flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los arreglos de válvulas, conexiones y tuberías deben ser de manera tal que, cuando sea requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado para propósitos de prueba de pozos.
Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado a un separador de prueba, para segregar y medir petróleo o productos de destilación, producción de gas y en algunos casos producción de agua. Tubo múltiple Básico El arreglo básico de la conexión al tubo múltiple para cada pozo individual es indicado en la en la figura 1. 3. El flujo entrante arriba a una válvula de choque ajustable (block valve) con entrada abierta en el punto A y a través de válvula de retención (check valve) en el punto B. ara la rutina de producción, la válvula de choque en el cabezal (punto D) es cerrada y la producción se mezcla con sq producción, la válvula de choque en el cabezal (punto D) es cerrada y la producción se mezcla con la de otros pozos a través de una válvula del cabezal (punto C) abierta fluyendo por la línea de flujo hacia el separador principal. Para desviar este pozo hacia el separador de prueba, la válvula del punto C es cerrada y la válvula en el punto D es abierta Para reparar cualquier parte del múltiple, la válvula de bloqueo en el punto A debe ser cerrada.
La válvula B previene que no haya reflujo desde cualquier otro pozo de presión mayor que entre a la línea de flujo principal o común hacia este pozo. La unión en el punto E proporciona conexiones rápidas de líneas de desvío en caso de que la línea del pozo necesite remoción de parafina o expulsar arena y sedimentos. La figura 1. 3 muestra solo una parte del múltiple para un pozo. Tantos pozos como se desee pueden ser añadidos por unidades idénticas de conexión a las uniones de salida en los puntos F y G.
En algunas áreas costa afuera, las líneas de flujo y tubos múltiples para superar la presión de estrangulamiento deben llevarse a la presión máxima del pozo y los mismos deben ser diseñados para eso. Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde l cabezal de un pozo hasta el múltiple de producción de su correspondiente estación de flujo. Las líneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en forma bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergencia denominado múltiple.
Cada múltiple esta conformado por secciones tubulares, cuya capacidad y tamaño dependen del número de secciones tubular conformado por secciones tubulares, cuya capacidad y tamaño dependen del número de secciones tubulares. Son fabricados en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones de flujo del sistema. En el diseño de las líneas de flujo se calculan principalmente lo siguiente: La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula usando modelos multifásicos.
Los espesores óptimos del tipo de material a usar considerando las presiones de trabajo. Los sistemas de limpieza y de mantenimiento. Los sistemas de protección. Los sistemas de anclaje. Separadores de petróleo y gas. [4] El término «separador de petróleo y gas» en la terminología del argot petrolero es designado a un recipiente presurizado que es utilizado para separar los fluidos producidos de pozos de petróleo gas en componentes líquidos y gaseosos. Un recipiente de separación puede ser llamado de las siguientes formas: Separador de petróleo y gas.
Separador. Separador por etapas. Trampa. Recipiente de retención, tambor de retención, trampa de retención, retenedor de agua, retenedor de liquido. Cámara de separación flash, recipiente de separación flash, o trampa de separación flash. Separador por expansión o recipiente de expansión. Depurador (depurador de gas), de tipo seco o húmedo. Filtro (filtro de gas), de tipo seco o húmedo. Filtro-Separador. Los términos «Separador de petróleo y gas», «Separador», Separador por etapas’ , «Trampa», se refieren a un separador de petróleo y gas convencional.
Estos recipientes de separación son normalmente utilizados e petróleo y gas convencional. Estos recipientes de separación son normalmente utilizados en locaciones de producción o plataformas cerca del cabezal, tubo múltiple o unidad de tanques para separar los fluidos producidos del pozo, en líquido y gas. Un Recipiente de retención, tambor de retención, trampa de retención puede ser utilizado para remover solo agua del fluido de pozo o remover todo el líquido, petróleo más agua, del gas.
En el caso de un retenedor de agua utilizado cerca del cabezal del pozo, el gas y el petróleo son descargados normalmente juntos, y el agua libre es separada y descargada del fondo del recipiente. Un retenedor de líquido es utilizado para remover todo el líquido del gas. El agua y los hidrocarburos líquidos son descargados juntos del fondo del recipiente, y el gas es descargado por el tope. una cámara de separación flash (recipiente o trampa) se refiere normalmente a un separador convencional de petróleo y gas operado a baja presión, con el líquido de un separador de alta resión iniciando la liberación flash dentro de este.
Esta cámara de separación flash es frecuentemente la segunda o tercera etapa de separación, donde el líquido empieza a descargarse desde la cámara de separación flash hacia almacenamiento. Un recipiente de expansión es el separador de primera etapa en una unidad de baja temperatura o separación fría. Este recipiente puede ser equipado con un serpentín de calentamiento para derretir los hidratos, o un líquido inhibidor de hidratos (tal como glicol) puede ser inyectado al momento de la entrada de fluido del pozo antes de la expansión en el reci 0 DF 59
