Desarrollo modular de facilidades de produccion en la industria del petroleo by Jonathan Barrios

DESARROLLO MODULAR DE FACILIDADES DE PRODUCCION EN LA INDUSTRIA DEL PETROLEO

PAOLA ANDREA REY GONZALEZ

CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA TECNICO EN PRODUCCIÓN DE POZOS DE PETROLEO Y FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA INDUSTRIA DEL PETROLEO VILLAVICENCIO 2012

DESARROLLO MODULAR DE FACILIDADES DE PRODUCCION EN LA INDUSTRIA DEL PETROLEO

PAOLA ANDREA REY GONZALEZ

Ingeniero DIEGO ARMANDO HERRERA Director De Investigación Y Proyectos

CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA TECNICO EN PRODUCCIÓN DE POZOS DE PETROLEO Y FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA INDUSTRIA DEL PETROLEO VILLAVICENCIO 2012

NOTA DE ACEPTACION

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DIRECTOR DE PROYECTO

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VILLAVICENCIO-META 17 DE NOVIEMBRE DE 2012

DEDICATORIA Dedico este proyecto a mi familia, de manera especial a mi señora madre SILVINA GONZALEZ, y mi padre ARISTOBULO REY; y a los docentes los cuales me ayudaron con su apoyo incondicional a ampliar mis conocimientos y estar más cerca de mis metas propuestas.

PAOLA ANDREA REY GONZALEZ

AGRADECIMIENTOS

Gracias a Dios Por otorgarme la sabiduría y la salud para lograrlo.

Gracias a mi madre Quien desde el inicio de mi vida me llevó por un buen camino, y aunque es una forma mínima de agradecer por todo su esfuerzo y dedicación, y solo quiero que sepa que todos mis logros son sus logros.

A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr este objetivo, gracias a todos mis familiares, amigos.

A la Corporación Internacional del Petróleo “COINSPETROL” por la oportunidad, de estudiar la carrera de Técnico en producción de pozos de petróleo y facilidades de superficie.

A todos y cada uno de los profesores que me impartieron su cátedra.

A mi profesor LUIS FERNANDO HERNANDEZ PEREZ quien mostró mucho interés, por su tiempo y dedicación en la asesoría y preocupación del presente trabajo.

A los ingenieros y docentes que formaron parte del jurado, para realizar la sustentación del proyecto, por su tiempo en la revisión de este trabajo. A todos los mencionados... Dios los bendiga

PAOLA ANDREA REY GONZALEZ

CONTENIDO 1. INTRODUCCION ............................................................................................................................. 10 2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................................................... 11 3. JUSTIFICACION .............................................................................................................................. 12 4. OBJETIVOS ..................................................................................................................................... 13 4.1. Objetivo General .................................................................................................................... 13 4.2. Específicos .............................................................................................................................. 13 5. ALCANCES Y LIMITACIONES .......................................................................................................... 14 6. METODOLOGIA ............................................................................................................................. 15 MARCO TEORICO .............................................................................................................................. 16 Recorrido de los Fluidos en el Sistema ......................................................................................... 16 Transporte en el Yacimiento: ........................................................................................................ 16 Transporte en el Pozo: .................................................................................................................. 17 Transporte en la Línea de Flujo Superficial: .................................................................................. 17 Capacidad de Producción.............................................................................................................. 17 Optimización del Sistema.............................................................................................................. 18 CAPITULO 1. ESTACIONES DE FLUJO ................................................................................................ 21 1.1. ESTACIONES DE FLUJO CONVENCIONALES ............................................................................ 22 1.2. ESTACIONES DE FLUJO DE NUEVAS TECNOLOGÍAS ............................................................... 25 1.2.1.1. Componentes de una Válvula Multipuerto (Fig. No 5) .................................................... 27 1.2.2. Medidores de flujo Multifasicos ......................................................................................... 29 1.2.2.1. Características del medidor ............................................................................................. 30 CAPITULO 2 SEPARADORES, ELIMINADORES DE AGUA SISTEMAS DE FLOTACION .......................... 32 2.1. SEPARADORES ........................................................................................................................ 32 2.1.1. Clasificación de los separadores ......................................................................................... 32 2.1.2. Mecanismos de separación en un separador .................................................................... 33 2.1.3. Secciones de un separador ................................................................................................. 33 2.1.4. Controles del separador ..................................................................................................... 35

2.1.5. Operaciones de un separador ............................................................................................. 36 2.1.5.1. Operaciones de Rutina. .................................................................................................... 37 2.1.6. Separador vertical bifásico ................................................................................................. 40 2.1.7. Separador horizontal bifásico ............................................................................................. 44 2.2. ELIMINADORES DE AGUA ...................................................................................................... 47 CAPITULO 3. CALENTADORES, TRATADORES Y PRECIPITADORES ELECTROSTATICOS ..................... 57 3.1. CALENTADORES...................................................................................................................... 57 3.1.1. Componentes de un calentador ......................................................................................... 57 3.1.3. Dispositivitos de seguridad del calentador ......................................................................... 61 3.1.4. Procedimiento de puesta en marcha de un calentador (Fig.22a). ..................................... 63 3.1.5. Procedimiento de puesta fuera de operación (apagada Fig.22b). ..................................... 64 3.1.7. Tipos de calentadores ......................................................................................................... 66 3.1.8. Ventajas y desventajas del uso de los calentadores ........................................................... 68 3.2. TRATADORES .......................................................................................................................... 69 3.3. PRECIPITADORES ELECTROSTATICOS ..................................................................................... 73 FIGURA. 25. Esquema de un Precipitador Electrostático................................................................. 76 CAPITULO 4. TANQUES ..................................................................................................................... 77 4.1. CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES ......................................................................................... 77 FIGURA. 26. Grafica de la clasificación de los tanques .................................................................... 77 Foto 2. Tanque de techo fijo (domo geodésico) con cubierta flotante. .......................................... 80 FIGURA. 28 Tanque de almacenamiento automatizado. ................................................................. 84 FIGURA. 29 Elementos de un tanque de lavado tipo espiral ............................................................ 90 FIGURA. 30 Partes de un tanque de lavado Gun Barrel.................................................................... 92 FIGURA. 31 elementos que conforman un tanque desnatador ....................................................... 93 4.2. OPERACIONES DE RUTINA EN TANQUES .............................................................................. 93 4.3. SEGURIDAD CONTRA INCENDIOS EN TANQUES ................................................................... 95 CAPITULO 5 FISCALIZACION, NUEVAS TECNOLOGIAS APLICADAS ALA MEDICION DEL CRUDO, NORMAS DE SEGURIDAD PARA AFORADORES ................................................................................. 98 5.1. FISCALIZACION ....................................................................................................................... 98 FIGURA. 33 esquemas de la medición incorrecta en un tanque de techo flotante........................ 103 FIGURA. 34 Esquemas de la medición indirecta ............................................................................. 104

FIGURA. 35 Equipos utilizados en la determinación de la gravedad ............................................. 107 FIGURA 36. Esquema de la inmersión correcta del hidrómetro .................................................... 108 Tabla 3 Tiempo mínimo de inmersión del termómetro en la determinación de la gravedad API 109 5.2. NUEVAS TECNOLOGÍAS PARA LA MEDICIÓN DEL CRUDO ................................................... 115 5.3. NORMAS DE SEGURIDAD PARA AFORADORES ................................................................... 123 CAPITULO 6. BOMBAS PARA EL TRASPORTE DE CRUDOS ............................................................... 125 6.1. TIPOS DE BOMBAS USADAS EN LAS UNIDADES DE BOMBEO .............................................. 125 CONCLUSIONES ............................................................................................................................... 133 BIBLIOGRAFIA.................................................................................................................................. 134 CIBERGRAFIA ................................................................................................................................... 135 LISTA DE ANEXOS ............................................................................................................................ 137

1. INTRODUCCION La industria petrolera está orientada a la explotación, producción y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados en el mercado nacional e internacional a satisfacción de sus clientes; en consecuencia una industria tan compleja requiere de procesos que simplifiquen su acción de mantener su competitividad dentro del mundo globalizado.

Uno del proceso más importante de la industria del petróleo corresponde a las instalaciones de producción, lo cual poseen varios sub. Procesos, como la separación gas líquido, el bombeo y almacenamiento de crudo así como la deshidratación y medición de los hidrocarburos.

El manejo del hidrocarburo desde las estaciones de flujo en los campos de producción hasta su punto final de destino.

Se comenzara con un estudio completo sobre los fluidos de producción, donde se detallan cada uno de los ellos para determinar sus características con la que podemos disponer y detallar sus ventajas.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA La perforación pasaría a un segundo plano, sino existiera el proceso de producción y es verdad sino se realizara este paso, no se podría transportar y mucho menos comercializar, esto nos convence que la cadena no puede tener eslabones perdidos.

En este orden de ideas conocer los pormenores de este paso, nos facilitara nuestro recorrido por el mundo laboral y nos permitirá ir ganando valores diferenciadores en la parte académica de la institución.

El desarrollo modular de este proceso nos permitirá conocer a fondo el mismo y no dejar punto de discusión sobre el proceso, es decir debe ser claro, preciso y conciso para generar un grado de entendimiento de acorde a las necesidades de la industria.

3. JUSTIFICACION En necesario que las personas que dirigen u operan un campo petrolero, conozcan los principios y procedimientos operativos de los equipos y facilidades de producción instaladas para lograr que los procesos sean más eficientes, considerando los requerimientos de los clientes y cumpliendo con la legislación ambiental.

Los operadores deben Identificar la importancia y el manejo de las principales variables que inciden en las operaciones de superficie en los campos petroleros, basados, tanto en los aspectos teóricos, como en la experiencia de campo para mejorar las habilidades, actitudes y aptitudes del personal y optimizar el diseño de las facilidades y los costos de producción, considerando las condiciones cambiantes que presenta la producción de un campo petrolero.

4. OBJETIVOS 4.1. Objetivo General Desarrollar de manera modular los conceptos básicos de las facilidades de producción de un campo petrolero dando a conocer sus principales pasos y guiar al estudiante sobre su aplicación y comprensión

4.2. Específicos 

Actualizar a los estudiantes sobre los conceptos básicos para la operación de los equipos de producción y facilidades de superficie que se requieren, desde el subsuelo hasta la superficie, para la producción, tratamiento almacenamiento, medición y despacho de crudo y gas en campos petroleros.



Dar a conocer los principios y procedimientos operativos de los equipos y facilidades de producción instaladas en un campo petrolero y optimizar su diseño.



Identificar la importancia y el manejo de las principales variables que inciden en las operaciones de superficie en los campos petroleros y compartir experiencias para mejorar las habilidades, actitudes y aptitudes del personal y optimizar costos de producción.



Mejorar las habilidades, actitudes y aptitudes de los técnicos y operadores de producción mediante la concientización y el uso correcto de los equipos de producción y de las variables que intervienen en el diseño de una facilidad y en los procesos que se realizan.

5. ALCANCES Y LIMITACIONES Los estudiantes de COINSPETROL, por motivos del sigilo que mantienen las empresas de la industria con sus procesos y procedimientos, no contamos con las oportunidades que se contarían en otras carreras de otra naturaleza, pero con la implementación de este contenido modular se hará énfasis en aquellos vacíos que se supone se han podido generar.

La falta de costumbre en la lectura y la poca ambición por la investigación son las piedras que debemos superar para generar en el lector nuestro objetivo que no es otro que transmitir esta información de forma precisa y veraz

6. METODOLOGIA 

Selección del tema: es general pero aplica para todo el proceso de producción



Recolección de la información: de forma escrita y en videos pues no se puede hacer de forma presencial.



Organización y análisis del tema: descartar lo que no aplica y codificar lo necesario



Asesoría en el desarrollo del tema: indagando conceptos con personal que tenga experiencia vivencial en el tema



Presentación del anteproyecto: basándonos en la norma Icontec 1486, se plasmó el documento



Elaboración del proyecto: una vez aprobada nuestra propuesta se plasmará este contenido modular



Sustentación del proyecto: la razón de ser de este esfuerzo.

MARCO TEORICO Recorrido de los Fluidos en el Sistema

Transporte en el Yacimiento: El movimiento de los fluidos, comienza en el yacimiento a una distancia del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión Pwfs.

En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko,h), presente restricciones en la cercanía del hoyo y el fluido ofrezca resistencia al flujo, mientras más grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo, mejorando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos de forma horizontal, aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.

Transporte en las Perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento, atraviesan la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena.

En este primer caso la perdida de energía se debe a la sobre compactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación.

En el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta al flujo, al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf.

Transporte en el Pozo: Los fluidos dentro del pozo, ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería.

Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.

Transporte en la Línea de Flujo Superficial: Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal, ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga de este la presión es la misma que genera la línea de flujo Plf, luego llega a l separador en la estación de flujo con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas.

Capacidad de Producción El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica y gráficamente y el caudal al cual se obtiene dicho balance representa la capacidad de producción del sistema.

Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen, el ensayo y error es necesario ya que no se puede resolver

Analíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el cálculo de las Kps en función del caudal y la producción.

Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelo matemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello permitirá computar la Presión y adicionalmente se requiere un modelo matemático para estimar la caída de presión a través de las perforaciones (KPc).

Y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flujo multifasico en tuberías.

Optimización del Sistema Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción, es optimizar el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto en la oferta como en la demanda, para ello es necesario la realización de múltiples balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso, para luego cuantificar el impacto que dichas variables tienen sobre la capacidad de producción del sistema. La técnica puede usarse para optimizar la completación del pozo que aún no han sido perforados o en pozo que producen ineficientemente.

Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya que a pesar de que la misma no modifica, obviamente, la capacidad de producción del sistema, si interviene tanto en el tiempo de ejecución del simulador como en la visualización grafica de los resultados. El nodo debe colocarse justamente ante o después del componente donde se modifica la variable. Por ejemplo si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo sobre la producción de pozo, es más conveniente colocar el nodo en

la cabeza o en separador que en fondo del pozo. Para genera más beneficios en la empresa que construye el camino al progreso.

Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (Separador y conjunto de tubería, líneas), se dice entonces que el pozo es capaz de producir por FLUJO NATURAL.

La importancia que tienen los equipos utilizados en superficie para el tratamiento del crudo, nos ha llevado a correlacionarnos más con estas tecnologías, nos encontraremos con unas estaciones de flujo conocidas como:

Estaciones de flujo convencionales y estaciones de flujo de nuevas tecnologías, la primera que se encuentra conformada por un múltiple de producción, (general y prueba), separadores, tanques de almacenamiento temporal y bombas de transferencias, la segunda que su conformación comprende un Sistema de producción con Válvula selectora Multipuertos, medidores de Flujos Multifasicos y la Bombas Bifásicas.

Desde estas dos estaciones como anterior mente se mencionó se empieza a desplegar una serie de equipos los cuales nos permiten facilitar el tratamiento del crudo, agua y gas, entre estos equipos nos encontramos con los separadores ya sean verticales o horizontales los cuales nos permiten la separación de dos o tres fases del fluido producido por los pozos, los calentadores, tratadores y presipitadores electro estáticos que nos permiten mantener una temperatura requerida en el fluido ya se para facilitar su separación o su viaje atreves de las tuberías, los tanques son recipientes importantes no solo en un campo petrolero sino en la industria como tal ya que

nos permiten como primera medida

almacenar el hidrocarburo y otros como los tanques de lavado que nos permiten completar el proceso de deshidratación en forma continua del petróleo, la

fiscalización es un factor importante en este campo ya que nos permiten determinar la cantidad de petróleo crudo, su calidad el cual se entrega a una refinería o a un oleoducto, y la liquidación de las regalías correspondientes.

Por último es necesario una serie de bombas que

permitan el trasporte del

petróleo atreves de los oleoductos para que este pueda llegar a la refinería para su posterior proceso.

CAPITULO 1. ESTACIONES DE FLUJO

Una estación de flujo es donde se realizan el tratamiento del crudo que viene de las áreas o campos de explotación, para su posterior traslado a la estación de descarga más cercana y de allí al patio de tanque principal de recepción y bombeo de crudo (Figura 1). Las estaciones de flujo se encuentran clasificadas en Convencionales y de Nuevas Tecnologías.

FIGURA 1. Representación de una estación de flujo

1.1. ESTACIONES DE FLUJO CONVENCIONALES

Como su nombre lo indica son las estaciones compuestas por un múltiple de producción, (general y prueba), separadores, tanques de almacenamiento temporal y bombas de transferencias (Figura 2a).

1.1.1. Múltiple de Producción: 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 (Figura 2b).

1.1.2. Líneas de flujo: Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde el 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 está 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.

FIGURA 2. A). Esquema de una estaci贸n de flujo convencional B). M煤ltiple de producci贸n Convencional (MANIFOLD)

Foto 1. Sistema M煤ltiple-Separador de prueba y Tanque convencional 24

1.2. ESTACIONES DE FLUJO DE NUEVAS TECNOLOGÍAS

Para la optimización de las estaciones recolectoras existen nuevas tecnologías que son perfectamente viables, esas nuevas tecnologías a aplicar son: Sistema de producción Válvulas selectora Multipuertos, Los medidores de Flujos Multifasicos y la Bombas Bifásicas en la Figura 3a

se representa una estación de nuevas

tecnologías y en la figura 3b se esquematiza un sistema múltiple con válvula selectora multipuertos.

FIGURA 3. A). Esquema de una estación de nuevas tecnologías B). Sistema múltiple con VSM

1.2.1.Válvulas Multipuertos: Es una válvula que cuenta con un recubrimiento con Níquel Fosforado para incrementar la resistencia a la corrosión y abrasión, consta de 8 entradas con dos salidas, una salida común para producción y una salida seleccionable para prueba de pozos, se pueden conectar hasta 7 pozos , reservándose el octavo (Figura 4 ). Su sistema de posicionamiento permite enviar individualmente cada uno de los pozos a la salida de prueba, mientras que los 6 restantes producen por la salida general. El actuador inteligente incorpora un PLC que permite programar las operaciones de la válvula multipuerto de acuerdo a las necesidades, e incorporar todo tipo de control en cuanto a mediciones.

En resumen permite automatizar totalmente una estación de flujo tanto en la parte de producción de crudo como en las pruebas de pozos.

FIGURA 4. Puertos de entrada de la válvula 1.2.1.1. Componentes de una Válvula Multipuerto (Fig. No 5)

1. Cuerpo mecanizado

4. Rotor sector mecanizado

2. Brida weldine 3”

5. Tapa mecanizada

3. Brida weldine 6”

16. Respaldo del O’ Ring inferíos

6. Sello del rotor

del rotor 17. Rodamiento de rodillos cónicos 7. Tureca de ajuste 8. Raspador 9. Resorte onda del sello

18. O’ Ring de la tapa bonete

10. Resorte onda del raspador

19. Esparrago tapa bonete

11. Arandela plana

20. Tuerca tapa bonete

12. O’ Ring del sello

21. Grasera

13. O’ Ring superior del rotor

22. Bocina inferior del rotor

14. Respaldo del O’ Ring superior

23. Sello guardapolvo

del rotor

24. Tapón cabeza

15. O’ Ring inferior del rotor

1.2.2. Medidores de flujo Multifasicos Los medidores de flujos multifasicos miden las tasas de flujo de crudo, gas y agua sin ninguna separaci贸n. El reemplazo de los separadores convencionales con los medidores de flujo representa enorme beneficios tanto en capital como en costos operacionales. Estos medidores reciben los fluidos directamente desde una l铆nea de flujo, una vez que realizan las mediciones devuelven los fluidos a la l铆nea de flujo, mostrando los resultados de las mediciones a los pocos minutos de ser puestos en operaci贸n (Figura 6a).

FIGURA 6a. Componentes de un Medidor de flujo Multifasico

1.2.2.1. Características del medidor 

El medidor es capaz de medir flujo de gas y liquido



Diseño no intrusivo



Medición bajo cualquier condición de flujo



No lo afecta ambientes corrosivo



Ocasiona muy baja caída de presión a la entrada del fluido



Pueden manejar altos cortes de agua



Pueden manejar rangos de RGP hasta un 98%



Las caídas de presión producidas en los medidores multifasicos es significativa mente menos que la que se produce en los separadores convencionales.



Ocupan un lugar mínimo en superficie.

1.2.3. Bombas bifásicas.Como su nombre lo indica, las bombas bifásicas son aquellos equipos mecánicos que tienen la propiedad de poder impulsar un fluido compuesto por fase gaseosa y por fase liquida. El concepto básico del funcionamiento de una bomba bifásica es a través de la tecnología de tornillo gemelos twins screw (figura 6b) que no es más que el engranaje mecánico de dos tornillos idénticos unidos entre sí para impulsar el fluido. Las bombas están dispuestas con unas separaciones que existen entre los tornillos para evitar cualquier contacto físico entre si y entre el cuerpo (casing) de la bomba. Estas separaciones son altamente considerables dentro del diseño y operación de equipo, como por ejemplo las deflexiones de los tornillos y las expansiones térmicas de los metales.

FIGURA 6b. esquema de los tornillos gemelos (twins screw)

CAPITULO 2 SEPARADORES, ELIMINADORES DE AGUA SISTEMAS DE FLOTACION 2.1. SEPARADORES Un separador es un recipiente cerrado que trabaja a presión en el cual se separan dos o tres fases del fluido producido por los pozos. Cuando se separan dos fases son líquidos y gas y cuando se separan tres fases son gas, petróleo y agua.

2.1.1. Clasificación de los separadores SEGÚN EL NUMERO SE FASES A SEGÚN LOS PROCESOS A SEPARAR SEPARAR 

Separadores Bifásicos



Separadores convencionales



Separadores Trifásicos



Depuradores



Separadores Tipo Filtro



Separadores Tipo Pulmón



Tratadores Térmicos



Torre de Destilación

SEGÚN

TIPO

FASE

A SEGÚN SU FORMA Y POSICIÒN

SEPARAR 

Separadores Gas - Liquido



Separadores Horizontales



Separadores Liquido - Liquido



Separadores Verticales



Separadores Liquido - Sólido



Separadores Sólidos - Sólidos



Separadores Gas – Liquido – Sólido

Tabla 1. Clasificación de los separadores

2.1.2. Mecanismos de separación en un separador En general los mecanismos de separación en un separador son físicos y mecánicos. Los mecanismos físicos son la segregación y la fuerza centrífuga y los métodos mecánicos hacen uso de dispositivos que pueden ayudar a atrapar una fase, generalmente la fase líquida, y dejar escapar la otra, generalmente la fase gaseosa, o pueden ayudar a que se presente una mejor separación por gravedad o fuerza centrífuga.

2.1.3. Secciones de un separador Para efectuar una separación lo más completa posible un separador consta generalmente de cuatro secciones, aunque esto puede variar dependiendo del tipo de separador (Fig. 7). 

Sección de Separación Primaria. En esta entra la mezcla de fluido al separador y allí ocurre una primera separación de fases, el gas que viene libre y el líquido.

Generalmente el separador en esta sección posee

dispositivos, que imparten fuerza centrífuga, distribuyen la corriente que está entrando y/o disminuyen la turbulencia para que se presente una separación más rápida. En esta sección la separación es por gravedad y fuerza centrífuga.



Sección de Separación Secundaria. El gas en la sección primaria al tratar de escapar arrastra algo de líquido, en la sección secundaria parte de este líquido alcanza a caer por gravedad. En esta sección el mecanismo de separación de fases es la gravedad.



Sección de Extracción de Humedad. El gas al pasar por la sección de separación secundaria pierde mucha parte de su humedad, las gotas de líquido que alcanzan a caer por gravedad, pero de todas maneras algunas gotas ya muy pequeñas no alcanzan a caer y son arrastradas por el gas. La sección extractora de humedad se encarga de retirar estas gotas. La sección consta de unas especies de filtros donde queda atrapado el líquido en forma de pequeñas gotas las cuales se van uniendo hasta alcanzar un tamaño lo suficientemente grande para caer.



Sección de Acumulación de Líquido. Donde los líquidos separados del gas se acumulan en la parte inferior del separador para luego ser transferido a los tanques de almacenamiento temporal.

FIGURA 7. Secciones de un

Separador vertical

2.1.4. Controles del separador Aunque el separador está diseñado para realizar la separación de fases, la calidad de esta separación depende del control de sus condiciones de operación y de las tasas de salida de las fases. Para lograr una adecuada separación de fases hay que tener en cuenta 4 aspectos importantes como lo son (Características físicas y químicas de crudo, Temperatura y presión de operación, Cantidad de fluido que se necesita tratar, Tamaño y configuración del separador).

Los controles de un separador acondiciones normales de operación son los siguientes: 

Control de presión: Mantiene constante la presión del separador regulando la salida del gas; si la presión aumenta por encima de la presión de operación esta presión actúa sobre la válvula de control de salida de gas y hace que se abra más para permitir más paso de gas; si la presión disminuye por debajo de la presión de operación, la válvula que controla la salida de gas se cierra un poco y de esa manera bloquea un poco la salida de gas permitiendo que el separador se presurice nuevamente.



Control de nivel: mantiene constante el nivel de líquido en el separador actuando sobre la válvula que controla la salida de líquido; si el nivel está por encima de un valor establecido el control de nivel hará que la válvula se abra más y aumente la salida de líquido y cuando el nivel de líquido está por debajo del valor establecido el control hace que la válvula se cierre un poco y de esa manera disminuye la salida de líquido. El control de nivel funciona con un detector de nivel de líquido, una línea de suministro de presión y la válvula de descarga del líquido ubicada en la línea de descarga de líquido.

2.1.5. Operaciones de un separador Son actividades que se realizan con el recipiente de manera eventual o rutinaria para efectos de mantenimiento o garantizar un funcionamiento adecuado y las cuales se deben realizar siguiendo procedimientos sencillos pero rigurosos con el fin de garantizar seguridad para el personal que la realiza y para la estación.

2.1.5.1. Operaciones de Rutina. Son observaciones y chequeos que se deben hacer diariamente buscando posibles fallas en el funcionamiento del separador, las cuales normalmente son (Fig.8).

Verificar correctamente los instrumentos de medida para hacer las mediciones apropiadas.

Asegurarse que las válvulas de control abran y cierren completa y parcialmente sin obstrucción alguna; esto se consigue haciéndolas abrir y cerrar intencionalmente.

Limpiar los visores (los visores son vidrios a través de los cuales se observa, por ejemplo, la interface gas-petróleo), manómetros, registradores de temperatura, etc. Verificar correctamente los instrumentos de medida para hacer las mediciones apropiadas.

Asegurarse que las válvulas de control abran y cierren completa y parcialmente sin obstrucción alguna; esto se consigue haciéndolas abrir y cerrar intencionalmente.

Limpiar los visores (los visores son vidrios a través de los cuales se observa, por ejemplo, la interface gas-petróleo), manómetros, registradores de temperatura, etc.

Verificar que el elemento extractor de humedad no esté taponando; esto se hace registrando presiones antes y después del elemento.

FIGURA 8. Operaciones de rutina en un Separador

2.1.5.2. Puesta en operación (Arracada) La figura 9 muestra los pasos que se deben seguir para poner en funcionamiento un separador los cuales se pueden resumir así:

1. Cerrar la válvula de salida del liquido 2. Verificar la presión de operación del separador y así como la presión de apertura de la válvula de seguridad. 3. El control de bajo nivel debe desactivarse, antes de iniciar el arranque del equipo. 4. El controlador de presión, se debe colocar al 75% de la presión normal de trabajo. 5. Abrir muy lentamente la válvula de entrada al separador para que la corriente del fluido vaya entrando al separador. 6. Verificar constantemente el valor de la presión del separador así como el nivel del líquido.

7. Cuando el nivel del líquido haya sobrepasado el nivel de control del separador, es necesario activar el control de bajo nivel, y abrir las válvulas cerradas paso 1. 8. Verificar que la presión del separador haya alcanzado su punto de operación para proceder a activar en un 100% el controlador de presión. 9. Ajustar los demás controles de nivel y presión hasta que la operación del separador se haya normalizado. 10. Finalizar de abrir la válvula de entrada de la corriente al separador. 11. Mantener seguimiento de las variables del proceso durante el tiempo que sea necesario, hasta su total estabilización.

FIGURA 9. Pasos para poner en funcionamiento un Separador 2.1.5.3. Puesta Fuera de Operación.

La figura 10 esquematiza los pasos que se deben seguir para poner un separador fuera de operación, por ejemplo para hacerle mantenimiento:

1. Bloquear la entrada al separador.

2. Si no se va a drenar cerrar la línea de salida. 3. Si va a drenar abra el desvío (bypass), si hay, o desactive el control de nivel de líquido. 4. Si va a despresurizar el recipiente, cierra la válvula de control de salida de gas. 5. Abra la válvula de venteo para despresurizar.

FIGURA. 10 Pasos para dejar fuera de operación un Separador

2.1.6. Separador vertical bifásico En la figura 11 se esquematiza un separador vertical bifásico con algunos de sus componentes más importantes y cuyo funcionamiento es el siguiente.

La mezcla de fluidos entra por un punto intermedio del separador (sección de separación primaria) y al hacerlo pasa por el elemento degasificador el cual se encarga de distribuir el chorro de fluido que está entrando y facilitar así la separación del gas y el líquido que vienen libres además de mejorar la posibilidad de escape del gas del líquido (gas que aún no se ha liberado). Algunas veces al entrar el fluido al separador no pasa por elemento degasificador, especialmente cuando hay poco gas, sino que más bien el chorro de líquido al entrar choca contra una placa deflectora o contra un elemento giratorio buscando con esto distribuir la dirección de flujo en el primer caso o generar fuerza centrifuga en el segundo caso; en ambos casos se mejora la oportunidad de separar el gas y el líquido; al chocar la corriente de fluido contra la placa deflectora ésta se distribuye a través de toda el área del separador y será mucho más fácil la separación de gas y líquido; cuando la corriente choca contra un elemento giratorio éste al recibir el impacto empieza a rotar y al hacerlo impulsa el fluido que choca contra él hacia a las paredes del separador, pero como el líquido es más pesado que el gas adquiere mayor fuerza centrífuga y trata de escaparse más rápido hacia las paredes, de esta manera la fuerza centrífuga ayuda a separar gas y líquido. En consecuencia, en esta sección primaria las fuerzas de separación son gravedad y fuerza centrífuga.

Después de la sección de separación primaria, el gas sigue hacia arriba y pasa por la sección de separación secundaria donde algunas gotas de líquido que han sido arrastradas por el gas que se separó en la sección primaria, se caen por gravedad. En esta sección generalmente no hay medios mecánicos que ayuden a la separación, esta es por gravedad.

Luego de la sección secundaria, el gas pasa por la sección extractora de humedad en la cual todas las gotas del líquido que no alcanzaron a separarse en la sección secundaria son extraídas mediante algún método mecánico; esta sección hace las veces de un filtro por el cual pasa el gas pero no alcanza a pasar el líquido. En el

extractor de humedad el gas va a encontrar una serie de obstáculos con los cuales choca y al hacerlo queda adherida parte del líquido en forma de pequeñas gotas las cuales se van uniendo y luego caen.

La configuración del extractor de

humedad puede ser como aparece en la figura 12. En la sección extractora de humedad el mecanismo de separación es una combinación de impacto, adsorción y gravedad. Después de pasar el gas por la sección extractora de humedad sale a la parte superior del separador en donde se encuentra la salida para el gas.

El líquido que se separa en la sección de separación primaria además de las gotas que caen de las secciones de separación secundaria y extractora de humedad se cae hacia la sección de acumulación de líquido que, como ya se dijo, cumple con dos funciones importantes, por una parte permitir que el líquido permanezca un determinado tiempo en reposo y así el gas que haya podido venirse atrapado en el líquido tenga oportunidad de escaparse, y por otra parte el colchón de líquido impide que el gas se escape por la salida del líquido. Muchas veces la sección de acumulación de líquido está separada del resto del separador por un bafle o placa cuya función es tratar de mantener la superficie del líquido lo menos turbulenta posible, lo cual también facilita la liberación del gas; el líquido antes de pasar hacia la sección de acumulación de líquido cae sobre el bafle o placa y pasa hacia abajo a través de orificios o ranuras del bafle.

FIGURA. 11 Componentes de un separador Bifรกsico Vertical

2.1.7. Separador horizontal bifásico En la figura 13 se esquematiza un separador horizontal bifásico cuyo funcionamiento es el siguiente:

Se usan generalmente cuando la producción de gas empieza a ser alta, la producción de líquido es más o menos uniforme y no se presentan variaciones bruscas en el nivel de fluido dentro del separador. Cuando hay producción alta tanto de líquido como de gas se usan los separadores horizontales de dos tubos en el cual en el tubo superior se maneja el gas y en el inferior el líquido.

En la figura 13a se muestra un separador horizontal bifásico que funciona de la siguiente manera: la mezcla de fluidos entra a este tipo de separadores por un extremo del cilindro y al hacerlo choca contra un elemento giratorio el cual le imprime fuerza centrífuga a las fases líquida y gaseosa ayudando a que se separen y al hacerlo, el líquido cae por Gravedad hacia la parte inferior del separador; la zona donde se presenta esta separación inicial de fluidos se puede considerar como la sección de separación primaria.

Como en el separador horizontal no hay un trayecto en dirección vertical apreciable por donde pueda viajar el gas y permitir que parte de las gotas de líquido que ha arrastrado caigan, se recurre a medios mecánicos para retirarle la humedad al gas; por este motivo el gas se hace pasar por una serie de placas, llamadas placas de rectificación con las cuales va establecer contacto con el gas y al hacerlo, gran parte de las gotas de líquido que está arrastrando se adherirán a las placas y luego caerán al fondo del separador; esta sección de rectificación viene a desempeñar la función de la sección de separación secundaria.

Después de salir el gas de la sección de rectificación pasa hacia la sección extractora de humedad cuya forma y funcionamiento es similar a las descritas en el separador vertical; se debe aclarar sin embargo que la sección extractora de humedad no es tan necesaria en los separadores horizontales como en los verticales pues, por una parte la sección rectificadora la mayoría de las veces es bastante efectiva y, por otra parte el recorrido del gas es más largo que en el caso vertical, lo cual da más oportunidad de que el líquido se separe del gas; en caso de usar sección extractora de humedad se debe tener en cuenta el tipo de crudo que se vaya a tratar para seleccionar el filtro, pues, por ejemplo, no se debe usar un filtro de alambre enrollado si el crudo presenta depositación de parafinas; después de pasar el gas por la sección extractora de humedad busca la salida para el gas.

El líquido que se ha separado en las secciones primarias, de

rectificación y extractora de humedad busca la sección de acumulación de fluidos, la cual es la sección inferior del cilindro y está separada de las demás secciones por una placa o bafle horizontal con orificios o ranuras a través de las cuales pasa el líquido hacia abajo; esta sección posee la salida del separador para la fase líquida pero como la altura de la columna de fluido en esta sección es tan pequeña la mayoría de las veces, en esta salida se pueden formar vórtices lo cual permitiría que se escapara gas con el líquido, para evitar esto se usa el tubo ranurado, conocido como rompedor de vórtices.

La figura 13b muestra otro separador horizontal bifásico de un solo tubo que presenta dos diferencias principales con respecto al de la figura 6a: por una parte el chorro de fluido no choca al entrar con un elemento giratorio sino con una placa deflectora y por otra parte no posee el filtro o colchón extractor de humedad; generalmente cuando la RGL es alta es común usar separadores como el de la figura 6a y cuando la RGL es baja se puede usar un separador horizontal sin colchón extractor de humedad.

Cuando se tiene un separador horizontal de dos tubos, las secciones de separación primaria, de rectificación y extractora de humedad se encuentran en el tubo superior, es decir el tubo superior es semejante a un separador horizontal de un solo tubo con la excepción de que no posee sección de acumulación de líquido, esta función la cumple el tubo inferior; el tubo superior está comunicado, generalmente en sus dos extremos, con el tubo inferior para permitir el paso del líquido.

FIGURA. 13a Separador bifásico horizontal componentes internos “con extractor de niebla”

con algunos

de sus

FIGURA. 13b Separador bifásico horizontal con algunos de sus componentes internos “Sin extractor de niebla” 2.2. ELIMINADORES DE AGUA 2.2.1. Separadores de agua libre

Un separador de agua libre es sencillamente un recipiente que proporciona un espacio para que el agua libre se separe de una emulsión. El agua libre se retira automáticamente del fondo de la unidad, y la emulsión o el petróleo salen por arriba y pasa al sistema de tratamiento

2.2.1.1. Internos de un separador de agua libre (figura 14)

FIGURA. 14 internos de un separador de agua libre 2.2.1.2. Criterios de selección de un separador de agua libre 

Alto contenido de Agua Libre



Liberación de capacidad de almacenamiento o no instalación de tancaje



Ahorro de energía, al tener que calentar la producción, bien sea por métodos de calentamiento directos o indirectos.



Remoción de sedimentos.

2.2.2. Separadores API

Unidades mecánicas destinadas para la separación del Crudo separado por la acción de química clarificante, mediante la aplicación de un tiempo suficiente de reposo, el cual permite la decantación del crudo (hacia la superficie) y la sedimentación de los sólidos suspendidos en el fondo del mismo, en la figura 15 se representa un esquema de un separador API.

2.2.2.1. Criterios de selección de un separador API 

Caudal de agua de alimentación.



Concentración y tamaño de las gotas de crudo.



Temperatura del agua.



Gravedad específica de agua y del crudo.



Viscosidad del agua y del crudo.



Concentración y densidad de los sólidos en el agua



Sólidos flotables.



Sólidos sedimentables.

FIGURA. 15 Separador API

2.2.3. Separadores de placas paralelas

El separador de placas paralelas es un separador por gravedad que consiste en una pila de placas paralelas separadas por un espacio de 4 a 10 cm. El agua aceitosa pasa entre las placas y las partículas de aceite suben a la superficie de agua, donde coalescen. El aceite aglutinado se traslada por la placa hasta llegar a

la superficie, donde se desnata. Básicamente, las placas paralelas reducen la distancia que debe viajar el aceite antes de llegar a una superficie donde puede coalescer. En la figura 16 se muestran las partes que conforman el separador mencionado.

FIGURA. 16 Partes de un Separador de placas paralelas 2.2.4. Separadores de placas corrugadas

Según estudios realizados sobre la eficiencia de placas corrugadas y utilizando agua con un contenido de crudo de 350 ppm, se obtuvo unos resultados los cuales fueron los siguientes. En la Figura 17 se muestra la configuración de las placas. 

La eficiencia de remoción de crudo decrece con el incremento del caudal.



La mayor eficiencia de separación se obtiene con una inclinación de las placas en un 45%.



A menor gravedad específica del crudo, mayor será la eficiencia de la remoción.



La remoción es directamente proporcional a la temperatura.



A mayor concentración de crudo en el agua, se obtiene mayor eficiencia en la remoción.

FIGURA. 17 Separador de placas corrugadas 2.3. Sistemas de flotación.

Los sistemas de flotación se usan para remover petróleo y partículas de agua. La flotación consiste en agregar gas, el cual se espera que se adhiera después de suficiente agitación a las partículas de petróleo trayendo como consecuencia un aumento en el tamaño de partícula y una disminución en la densidad de la misma estos dos efectos, de acuerdo con la ley de Stokes, incrementan la velocidad de ascenso de la partícula de petróleo en la fase agua y aceleran la separación de las fases.

Los gases más comunes usados para la flotación son Aire, CO 2, Nitrógeno y Gas Natural, aunque preferencialmente el gas natural para evitar problemas de corrosión con oxígeno, normalmente encontramos dos tipos de sistemas de

flotación los cuales son: de gas disuelto y de gas disperso, el primero también se conoce como unidad de flotación con gas y el segundo como unidad de flotación con agitación mecánica.

2.3.1. Sistemas de flotación por gas disuelto

En el sistema de flotación por gas disuelto el agua a tratar y el gas se mezclan bajo presión de (40-50 psi), cuando el agua pasa a través de una válvula de control de presión hacia el tanque de flotación que trabaja a presión hace que se formen pequeñas burbujas que serán las que se separarán en el tanque de flotación. En la figura 18 se muestra el proceso de flotación el cual ocurre en 4 pasos los cuales son:

1. El agua aceitosa (residual) se pone en contacto con el gas a una presión de unos 40-50 psi. Al pasar por la bomba el gas y el agua pasan al recipiente de solución y retención donde el gas se disuelve en el agua y lo que no alcanza a disolverse es retirado; el tiempo de retención en este recipiente es de 1-3 minutos.

2. Cuando el agua sale del recipiente de retención pasa por una válvula reguladora de presión la cual despresuriza el agua y esto hace que el gas que inicialmente se había disuelto trate de liberarse formándose pequeñas burbujas.

3. Al llegar a la celda de flotación las burbujas tratan de escaparse y al hacerlo se adhieren a las gotas de aceite y sólidos en suspensión.

4. La espuma formada por el gas, petróleo y sólidos en suspensión asciende a la parte superior de la celda donde es retirada por algún tipo de desnatador.

FIGURA. 18 Esquema del sistema de Flotación por Gas Disuelto

2.3.2. Sistema de flotación por gas disperso

En el sistema de flotación por gas disperso se origina la dispersión de pequeñas burbujas de gas en el agua residual por medio de un agitador mecánico “impulsor”. Este sistema posee un agitador que en su parte superior está conectado a un motor que le aplica movimiento rotacional, la parte inferior del agitador debe estar sumergida en el agua y es ensanchada con respecto al resto del agitador con el fin de que al rotar éste puede generar suficiente turbulencia. Un tubo externo rodea el agitador y el anular que se cree está conectado en la parte superior con la atmósfera o con gas; al rotar el agitador se produce vacío en el anular lo cual hace que el gas baje por el anular hacia el agua en donde debido a la turbulencia generada por el agitador se dispersa en la fase líquida. Las burbujas al tratar de escaparse se adhieren a las partículas de aceite, permitiendo que dichas

partículas suban a la superficie del agua, tal como se esquematiza en la (Fig. 19a). 

Configuración del sistema de flotación: El sistema está compuesto por cuatro celdas, en cada celda el fluido es retenido aproximadamente un minuto; en este caso el gas utilizado para la flotación es el mismo gas que se ha separado del agua residual o podría conectarse al sistema de suministro de gas natural en el campo (Fig.19b).

FIGURA. 19 Esquema del sistema de Flotaci贸n por Gas Disperso

2.3.3. Diferencia entre los dos sistemas de flotaci贸n por gas

La principal diferencia entre los sistemas de flotaci贸n por gas disuelto y disperso es la forma como se agrega el gas y el hecho de que en las segundas la relaci贸n gas-l铆quido puede ser mucho mayor que en las primeras.

CAPITULO 3. CALENTADORES, TRATADORES Y PRECIPITADORES ELECTROSTATICOS

3.1. CALENTADORES Los calentadores son equipos requeridos dentro de la industria petrolera para suministrar grandes cantidades de energía a corrientes de proceso contenidas en serpentines tubulares a partir de la combustión de combustibles líquidos y gaseosos, para elevar sus niveles de temperatura y modificar sus características químicas y físicas, para cumplir con las condiciones de proceso. Estos equipos son conocidos también como calentadores de proceso u hornos de proceso.

3.1.1. Componentes de un calentador En la figura 20 se esquematiza un calentador con algunos de sus componentes los cuales son los siguientes: 

Piloto: Boquilla colocada al lado de cada quemador, cuya finalidad es mantener una llama permanente capaz de dar ignición al quemador.



Quemador: Componente de un calentador situado en la parte inferior o en la parte delantera que tiene como finalidad producir y mantener la cantidad de calor necesario para elevar la temperatura del fluido de proceso.



Tapas o Ventanas de Ventilación: están colocadas en la parte lateral de calentador y como su nombre lo indica, sirven para airear el calentador.



Mirillas: Están situadas en las paredes laterales en dirección a cada quemador y permiten observar la condición de la llama de cada quemador.



Estructura Metálica: Es la que soporta el serpentín y los quemadores, sus paredes, techo y piso son construido con planchas de acero revestido con refractario interno para el aprovechamiento del calor generado.



Cámara de Convección: Es la sección del calentador compuesta por un banco de tubos, el cual recibe el calor generado de los gases calientes.



Cámara de Radiación: Es la sección del horno en la cual el calor es transferido a los tubos del horno principalmente por la radiación que emite la llama.



Conexión entre el banco de Convección y Sección de Radiación (Crossover): Es la tubería que transfiere el fluido del proceso desde la salida de la sección de convección a la entrada de la sección de radiación.

FIGURA. 20 Algunos componentes de un calentador 3.1.2. Aspectos importantes en el funcionamiento del calentador

Existen algunos aspectos que se deben tener muy en cuenta para el funcionamiento de un calentador y asĂ

asegurar un uso adecuado del

combustible, un calentamiento apropiado del fluido y evitar fallas en el equipo o accidentes.

1. El nivel de fluido se debe chequear continuamente en el calentador porque siempre debe estar por encima del tubo de combustiĂłn, ya que de lo contrario ĂŠste se puede fundir.

2. El calentador posee un dispositivo de seguridad que lo apaga cuando el nivel del fluido ha bajado a un cierto valor.

3. La temperatura del líquido exige un chequeo permanente porque si ésta es muy baja, posiblemente no se alcance a romper la emulsión y si es muy alta se pueden afectar las propiedades físicas del crudo.

4. El calentador automáticamente se apaga cuando la temperatura del liquido sube a un determinado valor.

5. El aire que entra al calentador debe ser controlado porque puede ser usado en exceso o deficiencia y en ambos casos se tendrá desperdicio de combustible; cuando entra poco aire el combustible no alcanza a quemarse todo y esto se puede notar porque por la chimenea salen gases de aspecto oscuro o en el tubo de calentamiento se deposita coque (material sólido como residuo de la combustión).

El calentador posee un orificio en el extremo exterior del quemadero por donde se puede observar el color de la llama, si éste es azul indica que está entrando aire en la cantidad adecuada para mezclarse con el combustible y, cuando la llama es de color amarillo o rojizo es un indicio de que hay exceso o deficiencia de aire y se debe chequear disminuyendo o aumentando la entrada de aire.

7. Algunas veces puede ocurrir que a pesar que la cantidad de calor que se está produciendo es suficiente para calentar el líquido éste no sale tan caliente como se desea, lo cual indica deficiencias en la transmisión de calor. Debido a que el calor se transmite desde dentro del tubo de combustión hacia fuera a través de los gases de la combustión y de la pared del tubo, si en ésta última se presentan zonas refractarias el calor encuentra dificultad para pasar el fluido que debe calentar; esto se puede originar por la depositación de coque en el interior del tubo de combustión o de escamas en la pared exterior del mismo.

3.1.3. Dispositivitos de seguridad del calentador Son mecanismos de control que tiene un calentador, los cuales hacen que éste se apague cuando se presentan variaciones indeseables en algunas de las variables de operación. Entre los cuales tenemos:

1. Por temperatura alta de líquido (Fig. 21a). Es un dispositivo que actúa cuando la temperatura del líquido se encuentra de 10 a 18°F por encima de la temperatura de operación, abriendo al aire una válvula de tres vías que está ubicada en la línea de presión que conecta el controlador de temperatura con la válvula de control de combustible al mechero principal, la cual al no tener presión en la línea de suministro de presión se cierra y hace que se apague el quemador principal.

2. Por bajo nivel de líquido (Fig. 21b). El dispositivo utilizado en este caso es un flotador que se localiza cerca la parte superior del tubo de calentamiento y cuando el fluido no cubra completamente el tubo de combustión hará que se abra al aire una válvula de tres vías que se encuentra en la línea de suministro de gas a los instrumentos de control y que conecta con una válvula de bloqueo, la cual se cerrará, bloqueando el paso de combustible del quemadero.

3. Por temperatura alta en la chimenea (figura 21c).

Cuando la

temperatura en la chimenea es alta, se accionará un interruptor que abre una válvula de tres vías a la atmósfera y descarga la línea de suministro de gas a los instrumentos; esto hará que la presión sobre el diafragma de la válvula de bloqueo en la línea de combustible caiga a cero y la válvula se cierre.

FIGURA. 21. Dispositivos de seguridad en un calentador: A) Por temperatura alta del líquido. B) Por bajo nivel de líquido. C) Por temperatura alta en la chimenea.

3.1.4. Procedimiento de puesta en marcha de un calentador (Fig.22a). 1. Llene el recipiente hasta tapar el tubo de combustión o si el calentador está lleno verifique el nivel de fluido.

2. Cierre las válvulas en las líneas de combustible a los quemaderos principal y piloto.

3. Abra la válvula en la línea de combustible antes del regulador de presión.

4. Ajuste el regulador de presión de acuerdo con las instrucciones de fabricante del equipo. La presión es normalmente de 15-30 psi (103.6207.2 kPa).

5. Abra la válvula en el piloto y enciéndalo

6. Coloque el control de temperatura, u otro dispositivo que regule el funcionamiento, en servicio.

Este dispositivo controla la válvula de

control; al instalarlo la válvula de control de temperatura si cierra la válvula de control de combustible.

3.1.5. Procedimiento de puesta fuera de operación (apagada Fig.22b). 1. Cierre la válvula en la línea de combustibles antes del regulador de presión y deje que el combustible en la línea después del regulador se consuma completamente.

2. Cuando se apague la llama, cierre las válvulas en las líneas al piloto y al quemador principal.

FIGURA. 22. A). Procedimiento de puesta en marcha de un calentador. B). Procedimiento de puesta fuera de operación (apagada)

3.1.6. Operaciones de Rutina

1. Chequear si el control de temperatura, u otro, están operando la válvula de control dentro de los límites permisibles.

2. Observar que el tubo de combustión esté sumergido totalmente en el líquido.

3. Observar la llama (forma y color) y ajustar la entrada de aire si es necesario.

4. Accionar los dispositivos de seguridad con periodicidad para ver si funcionan adecuadamente.

5. Chequear que no hay escapes en el sistema de combustible.

6. Chequear que los gases que salen por la chimenea no tengan aspecto de humo.

7. Inspeccionar, por el orificio de observación que no haya puntos calientes en el tubo de combustión.

3.1.7. Tipos de calentadores Los calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma en que se aplica el calor.

3.1.7.1. Calentador Directo Piro tubular (Figura 23a)

Llamado así porque el calor se genera en un tubo interno del calentador conocido como tubo de combustión, y la mezcla que se va a calentar rodea el tubo. Generalmente es horizontal.

Este calentador funciona de la siguiente manera: El fluido frío entra por la parte inferior derecha del calentador el cual sale por la parte superior derecha; mientras

sale, el fluido está rodeado el tubo de combustión el cual le transmite calor para que cuando salga esté caliente. La combustión se inicia en el extremo derecho del tubo de combustión conocido como hogar o quemadero, allí se produce una llama que avanza hacia adelante por dentro del tubo y los gases producidos en la combustión seguirán por el tubo hasta salir por la chimenea; el tubo debe estar siempre completamente cubierto por fluido y el calor se transmite desde el interior del tubo a través de los gases de la combustión y de la pared del mismo hacia el fluido que se desea calentar.

3.1.7.2. Calentador indirecto (Figura 23b)

Los calentadores de tipo indirecto, el proceso de transferencia de calor se efectúa mediante un baño de agua caliente, en el cual se encuentra sumergida la tubería que transporta la emulsión. Este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosión y son utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente de salida de las turbinas.

FIGURA. 23. Esquemas de: A). Calentador directo pirotubular B). calentador indirecto 3.1.8. Ventajas y desventajas del uso de los calentadores ď&#x20AC;Ş

Ventajas

1. Reduce la viscosidad de la fase continua: un incremento en la temperatura de 10 Â°F baja la viscosidad de la emulsiĂłn por un factor de 2. 68

2. Incrementa el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para su coalescencia. 3. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo. 4. Promueve una mejor distribución del desemulsionante. 5. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones 6. Debilita la película de emulsionante que rodea a las gotas de agua. 

Desventajas

1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas. Esta pérdida de livianos ocasiona una disminución de volumen del crudo calentado y una disminución en su gravedad API. 2. Incrementa los costos de combustible. 3. Incrementa los riesgos en las instalaciones. 4. Requieren mayor instrumentación y control. 5. Causa depósitos de coke.

3.2. TRATADORES Un tratador por calentamiento (también llamado tratador de flujo o de emulsión) es un dispositivo que combina todos los componentes necesarios para tratar una emulsión en un solo recipiente. los tratadores se clasifican según su forma y posición en verticales y horizontales siendo más comunes los primeros.

3.2.1 Funcionamiento de un tratador

El fluido entra al tratador e inicialmente se le permite al agua libre que separe del aceite y la emulsión, luego de retirada el agua libre la mezcla pasa por una zona de calentamiento en donde, como en el caso del calentador, se aplica calor para

romper la emulsión, y de la zona de calentamiento la mezcla pasa finalmente a una zona de coalescencia y asentamiento donde permanece un determinado tiempo en reposo para permitir que se separen las fases. Como ocurre con los calentadores, al fluido que entra al tratador casi siempre se le ha agregado antes desemulsificante.

3.2.2. Funcionamiento de un tratador vertical

En la figura 24a. Se muestra un tratador vertical el cual funciona de la siguiente manera:

El fluido proviene del separador bifásico, o de los pozos en casos en que la cantidad de gas sea baja, entra al tratador por la zona de separación de gas y agua libre; se considera agua libre la que se puede separar en cinco minutos, esta zona está separada del resto del recipiente por medio de un bafle o placa inclinada; el agua libre se irá a la parte inferior de al zona y de allí saldrá a través de una válvula controlada por el nivel de agua (contacto agua - petróleo o agua emulsión), el gas se irá hacia la parte superior del recipiente y saldrá a través de una válvula controlada por la presión interna del mismo. Cuando el nivel de aceite más emulsión alcance la altura del vertedero se irá por éste hacia el fondo del recipiente y a medida que va bajando fluido el nivel del líquido va subiendo hacia la zona de calentamiento donde ésta el calentador, generalmente del tipo pirotubular, que le aplicará calor a la mezcla con el fin de romper la emulsión; la mezcla después de pasar por la sección de calentamiento pasa por la zona de filtración o paja (zona de coalescencia), donde la fricción y la adsorción ayudarán a acabar de romper al emulsión, hacia la sección de asentamiento donde se separen las fases petróleo y agua. El petróleo sale por la parte superior de la zona de asentamiento y el agua se va hacia el fondo del recipiente donde puede ser drenada. El tubo que comunica la sección de asentamiento y la de separación de gas y agua libres es para permitir que el gas que alcance a liberarse en la

sección de asentamiento pueda buscar la salida de gas. El agua de la emulsión sale por el fondo del recipiente a través de una válvula que es controlada por el contacto agua - aceite en la sección de asentamiento. Como cualquier recipiente que trabaje a presión, el tratador tiene válvula de alivio y disco de seguridad. La ventaja que se presenta un tratador vertical es que puede trabajar a presiones muy bajas ya que el flujo a través del recipiente es por gravedad.

3.2.3. Funcionamiento de un tratador vertical horizontal

En la figura 24b. Se muestra un tratador vertical el cual funciona de la siguiente manera:

El fluido entra por la parte superior izquierda a una primera cámara donde ocurre la separación de agua libre y allí mismo se drena, luego por el rebosadero la emulsión y el aceite pasan hacia la sección de calentamiento y de esta sección por otro rebosadero la mezcla ya caliente pasa hacia la cámara derecha que es una sección de asentamiento donde se separan el agua y el aceite. Las salidas de agua y aceite en cada cámara controladas tal como muestra en la figura; así mismo el gas que se libere.

Las ventaja que presenta un tratador horizontal es la facilidad de instalación y mantenimiento, y que la columna de fluido en la cámara de asentamiento es menor que en la de uno vertical. Si el tratador trabaja a presión es menos costoso uno horizontal.

FIGURA. 24. A). Tratador vertical con calentamiento de flujo arriba. B). Tratador horizontal con calentamiento de flujo arriba.

3.2.4. Accesorios de un tratador para el mejoramiento de la separación de fases. 

Extractores de Humedad y mezcladores de gas



Desgasificadores en la zona de calentamiento



Intercambiadores externos de calor



Sifones ajustables para la salida del agua

3.3. PRECIPITADORES ELECTROSTATICOS No son tan usados como los tratadores térmicos. La diferencia con éste consiste en que la sección de coalescencia y asentamiento se coloca la emulsión bajo la influencia de un campo eléctrico de corriente alterna o continua de alto potencial, 73

después de un calentamiento previo moderado. La corriente alterna es la más barata y la más empleada.

3.3.1 Funcionamiento de un precipitador electroestático

En la figura 25 se muestra un precipitador electrostático el cual funciona de la siguiente manera.

El fluido entra al recipiente y golpea sobre la cubierta que cubre el tubo de combustión, empieza a deslizarse sobre ella hacia el fondo del recipiente, en esta zona se presenta la separación del gas el cual sale del recipiente por la parte superior. En el fondo del recipiente se presenta separación del agua libre, el petróleo y la emulsión pasan por la lámina ranurada, que distribuye uniformemente el fluido que se va a calentar, hacia la respectiva zona de calentamiento. Cuando el nivel del fluido en la zona de calentamiento alcanza el rebosadero pasa hacia la zona de coalescencia donde es sometido a un capo eléctrico; el fluido entra a esta sección a través de tubos o láminas ranuradas para distribuirlo uniformemente. En la parte superior de la sección de coalescencia se tiene un tubo ranurado por donde se retira el crudo ya limpio. El agua separada en esta sección se retira por el drenaje inferior. Se considera que en esta zona de coalescencia no hay gas.

El sistema eléctrico del precipitador consta de un transformador y dos electrodos. Los dos electrodos están suspendidos, uno encima de otro, en la fase petróleo de la sección de coalescencia El área transversal de los electrodos es perpendicular a la dirección de flujo. La altura del electrodo superior es ajustable, de tal manera que el gradiente de voltaje (5000 - 7000 voltios/pulgadas) se puede variar para reunir los requerimientos de coalescencia. El electrodo inferior no está conectado a tierra y no es ajustable. La salida secundaria del transformador está conectada a este electrodo.

3.3.2. Ventajas al usar un precipitador electroestático

1. Menores temperaturas de tratamiento 2. Menor uso de desemulsificante 3. Menores pérdidas por evaporación 4. Mayor volumen de crudo tratado y mayor gravedad API 5. Menores costos de combustible 6. Se elimina el uso de los filtros y su respectivo mantenimiento 7. Reducción en la corrosión y depositación de escamas 8. El agua que sale de la sección de coalescencia es mucho más limpia.

FIGURA. 25. Esquema de un Precipitador Electrostรกtico

CAPITULO 4. TANQUES

En general un tanque es un recipiente para almacenar fluidos; en el caso de una batería un tanque se usa para almacenar crudo o realizar una separación agua y crudo.

4.1. CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES Los tanques de almacenamiento se clasifican de acuerdo a su construcción, uso y producto en la figura 26 se encuentra representado gráficamente.

FIGURA. 26. Grafica de la clasificación de los tanques

4.1.1. De acuerdo a su uso

4.1.1.1. Tanques de almacenamiento

En los tanques de almacenamiento se almacena el petróleo ya en condiciones para ser enviado a la refinería. El contenido de agua y contaminantes debe estar por debajo de los límites permisibles en la refinería.

En general estos tanques son de forma cilíndrica, base plana y techo cóncavo. La salida del tanque es por su parte inferior la cual comunica generalmente con las bombas del oleoducto; la entrada al tanque puede ser por su parte superior o por su parte inferior. Las válvulas a la entrada y la salida son generalmente válvulas de compuerta.

Además, el tanque tiene en su parte inferior una válvula para

drenaje de agua la cual debe ser una válvula que permita abrirla o cerrarla parcialmente; esta válvula permite drenar el agua que posiblemente haya podido separarse en dicho tanque.

4.1.1.1.1. Tipos de techos en tanques de almacenamiento

1. Techo fijo. Se define tanque de techo fijo, a todo tanque cuyo techo esta soldado o unido a las paredes del mismo y fijado con soportes al piso manteniendo su rigidez.

Estos tanques debido a que el techo esta estacionario, posee un punto de referencia que no es más que la altura del tubo de aforo y es determinada desde la placa del piso ( Datum) hasta la parte superior de la boca de aforo.

2. Techo flotante externo. Los tanques de techo flotante externo poseen un techo móvil que flota encima del producto almacenado. El techo flotante consiste de una cubierta, accesorios y un sistema de sello de aro. La cubierta flotante generalmente son de “acero” soldado y de dos tipos: pontón o doble plataforma.

3. Techo flótate interno. Estos tipos de tanques presentan la particularidad, normalmente de disponer un techo fijo y otro interno flotante. Generalmente se instala en tanques cuyo techo fijo se encuentra deteriorado o en los casos de requerirse por la necesidad de almacenar productos más volátiles.

Las pérdidas por evaporación en estos tanques son aún menores que las que se producen en los tanques de techo flotante externo

4. Tanques de techo fijo (domo Geodésico) con cubierta flotante. Los nuevos techo flotantes internos, son construidos en aluminio y se coloca un domo geodésico como techo fijo del tanque, como se aprecia en la foto 2.

Estos tanques tienen unas ventajas con respecto al techo convencional la cuales son:

A. Es un techo auto sostenible, es decir no necesita columna que lo sostenga, evitando el tener que perforar el techo flotante interno. B. Se construyen en aluminio, lo cual lo hace más liviano. C. Su colocación es sumamente fácil, se arma en el piso del tanque y luego se procede a subirlo con grúas manuales. D. Se evita trabajo de soldadura en altura. E. Son mucho duraderos que los techos construidos en acero.

Foto 2. Tanque de techo fijo (domo geodésico) con cubierta flotante.

4.1.1.1.2. Elementos de un tanque de almacenamiento

En la figura 27 se esquematiza los elementos que conforman un tanque de almacenamiento, a continuación se describe cada una de sus partes.

1. Boca de aforo: Abertura sobre el techo del tanque a través del cual se realizan las medidas y muestras para el aforo.

2. Tubo de Aforo: Es un tubo ranura do generalmente de 6 u 8 pulg. de diámetro utilizado para introducir la cinta de medición

3. Punto de Referencia: Es un punto o marca fija situada en la boca de aforo de un tanque ( techo Fijo) o encima de ella, sobre la cual se sostiene la cinta mientras se practican las medidas

4. Altura de Referencia: Distancia vertical entre el punto de referencia y el fondo del tanque o la placa de nivel cero (0) en el fondo del tanque. Esta distancia debe ser visible en la parte superior del tanque muy cerca de la boca de visita.

5. Sistema de Medición Local: Es por cinta está localizado en el tanque, lo cual nos permite tener información sobre la medida del crudo que se encuentra en el tanque, no es la medida oficial. Este sistema de medición tiene incorporados protección por bajo nivel y protección por alto nivel emitiendo una alarma en caso de sobre llenado.

6. Válvulas de presión y vacío: Esta válvulas son necesarias ya que por ellas el tanque “respira” debido a: Llenado/Vaciado y Altas temperaturas del petróleo almacenado Normativa referencial para su diseño es el API 2000 Presión de apertura para presión/vacío es de 22 mm H2O.

7. Sellos de Techo en Tanques Flotantes: el techo flota sobre el liquido, o sea al espejo del producto, evitando la formación del espacio vapor, minimizando las perdidas por evaporación al exterior y reduciendo el daño al medio ambiente ambiental y el riesgo de mezclas explosivas.

8. El artesón: Construcción que se realiza dentro del tanque en la cual la succión queda inmersa dentro de mismo, generalmente su construcción tiene la siguientes dimensiones, 3 pies de altura x 6 pies de diámetro, su función principal es la de evitar que el tanque succione agua del fondo mientras se encuentra bombeando.

9. Rompe Vórtice: consiste en construir una campana al final del tubo de succión con 6 deflectores distante 60 º una de la otra , en el interior del

tanque, siendo su función principal evitar la turbulencia durante el bombeo del tanque.

10. Equipo Drenaje Automático: Está compuesto por un sensor crudo agua, controlador con banda proporcional, válvula de control un registro, la función principal es que una vez que el tanque reciba producción o transferencia y alcance un nivel de agua donde se requiera drenar, automáticamente el tanque comienza a drenar hasta un nivel predeterminado, esta acción debe estar vigilada por la sala de control para evitar en caso de que el sensor se descalibre el tanque drene más de lo necesario.

4.1.1.1.3. Clases de drenaje en tanques de almacenamiento

Existen varios procedimientos para la eliminación del agua, entre ellos tenemos:

1. Drenaje manual. El operador drena el agua del tanque, este procedimiento era bastante inadecuado ya que por lo general se drenaba crudo al sistema de clarificación lo cual traía como consecuencia mermas de crudo en el sistema de contabilidad y altas concentraciones de crudo en el agua drenada.

2. Drenaje automático. Consiste en instalar un sensor agua–crudo a un nivel determinado y mediante un sistema de automatización incluyendo válvula de control, el sistema es capaz de drenar toda el agua contenida en el tanque de manera efectiva, esta acción era llevada a la sala de control donde se reflejaba la cantidad de agua drenada y las aperturas / cierres de la válvula de control. 3. Drenaje por la línea de succión del tanque. Procedimiento el cual nos permite transferir grandes volúmenes de agua y es realizar una transferencia de tanque a tanque por la línea de succión, permite drenar o sacar la mayor cantidad de agua del tanque que está entregando pero genera o se transfiere el problema al tanque que está recibiendo.

4.1.1.1.4. Automatización en tanques de almacenamiento

En la figura 28 podemos ver las nuevas tecnologías aplicadas a los tanques de almacenamiento.

FIGURA. 28 Tanque de almacenamiento automatizado. 4.1.1.1.5. Tipos de colores en tanques de almacenamiento

En la tabla 2 se describen los colores de los tanques de almacenamiento seg煤n el producto.

Producto

Color primario

Color

Envolvente

Techo

secundario Gas licuado del

Blanco brillante

Blanco

petr贸leo Gasolina de

brillante Naranja

Aluminio

aviaci贸n

Blanco brillante

Gasolina extra

Bermellón(rojo)

Azul trianón

Aluminio

Blanco brillante

Gasolina regular Bermellón(rojo)

Aluminio

Blanco brillante

Nafta industrial

Turquesa

Blanco

Aluminio

brillante Nafta especial

Bermellón(rojo)

Blanco brillante

Aluminio

Blanco brillante

Solventes

Verde turquesa

Aluminio

Blanco brillante

Azul claro

Aluminio

Tolueno Queroseno

brillante Verde esmeralda

Blanco

Aluminio

brillante Combustible

Amarillo tostado

Aluminio

Blanco brillante

Cocoa

Aluminio

lubricantes Aceite usado

Blanco brillante

diesel Aceites

Blanco

Blanco brillante

Cocoa

Negro

Negro mate

Legro mate

Negro mate

Aluminio

Blanco

brillante Petróleo

Blanco brillante

combustible Petróleo crudo

Negro brillante

Verde manzana

Asfalto

Ferro

protector

negro

Agua

Gris Dublín

brillante Ferro

Ferro

protector

negro

Gris Dublín

Tabla 2. Tipos de colores en tanques de almacenamiento según su producto

4.1.1.1.6. Procedimiento para sacar un tanque de almacenamiento fuera de servicio

1. Sacar el Tanque del sistema Contable una vez que se proceda a sacar el tanque 2. Fuera de servicio, el personal encargado de realizar los aforos deberá emitir la forma correspondiente para sacar el tanque del sistema contable de la empresa. 3. Lavado del Tanque. En este paso, el tanque deberá ser lavado mínimo 2 veces con el objeto de sacar el crudo remante que queda en el tanque. 4. Aislar el Tanque. Este es un paso muy importante que deberá cumplirse a cabalidad. 5. Se instalaran ciegos en todas las válvulas de entrada y salidas del tanque, sin obviar ninguna, esta actividad deberá quedar registrada en el libro del tanque sin excepción. 6. Abertura del tanque. Emitido los permisos de trabajos correspondientes se procederá a abrir con mucho cuidado la “Boca de Visita” del tanque, una vez abierta, se procederá a efectuar una medición del oxígeno presente en el interior del tanque 7. Aireado del Tanque. En este paso, se procederá a instalar un soplador en la boca de visita, el mismo deberá cumplir con la disposición de equipo para ser utilizado en las zonas clasificadas como División I, Clase I. Deberá existir una corriente efectiva de aire para desplazar los gases tóxicos del interior del tanque. Cuando las mediciones de oxigeno indique que la atmósfera es apta para trabajar en el interior del tanque, se harán los Preparativos para proceder a entrar al interior del tanque

8. Inspección Interior del Tanque. Aunque las mediciones de oxigeno indique que la atmósfera de oxigeno es óptima, se deberá ingresar al tanque con equipo de protección respiratoria y con “Cabo de Vida” de no más de 10 mts de longitud de una a la siguiente persona.

a) Nunca confié en su sentido del olfato para determinar si la atmósfera es segura. b) Nunca se deberá entrar solo al interior del tanque. c) Mantener siempre la ventilación forzada en el tanque

9. Una vez estén dadas las condiciones y pueda penetrar al tanque, se procederá a inspeccionar el mismo, se evaluara la cantidad de arena a extraer y se procederá a su remoción. 10. Cuando el tanque esté libre de arena y lavado completamente, personal de la instalación e inspección de equipos procederán a evaluar todo el tanque, emitiendo el informe donde se informara sobre las reparaciones a efectuar al mencionado tanque.

4.1.1.2. Tanques de lavado

Son aquellos equipos mecánicos (recipientes), sometidos a una presión cercana a la atmosférica que reciben un fluido multifásico y son utilizados para completar el proceso de deshidratación en forma continua; para la separación del agua del crudo.

4.1.1.2.1. Funcionamiento de un tanque de lavado

La mezcla de petróleo y agua entra por la parte superior, luego se hace circular por medio de canales conformados por bafles, lo que permite que el agua contenida en el petróleo (este fenómeno es conocido como coalescencia) y por

diferencia de densidades el agua se deposita en la parte baja del tanque permitiendo que el petróleo alcance el nivel más alto y rebose hasta el tanque de almacenamiento de crudo.

4.1.1.2.2. Partes de un tanque de lavado

En la figura 29 se esquematiza un tanque de lavado cuyas partes son las siguientes.

A. Línea de entrada. Es la tubería que transporta la emulsión de agua y petróleo al tubo conductor. B. Separador de gas. Separa el gas asociado y disminuye la turbulencia dentro del tanque, sirve como tanque de compensación de alimentación al tanque, distribuye la emulsión a la sección del agua por medio de un arreglo espaciador. C. Cuerpo del tanque: Es la parte principal de un tanque de lavado, ya que en su interior se realiza el proceso de deshidratación. Los fluidos se agrupan en tres zonas D. Válvula de descarga de agua.

E. Línea de descarga o desborde. Esta

línea de descarga

petróleo limpio a los tanques de almacenamiento.

lleva el

4.1.1.1.2.3. Ventajas del uso de un tanque de lavado

1. Promueve la coalescencia de las pequeñas gotas de agua, lo cual debería traducirse en una mejor separación del petróleo y el agua. 2. Un petróleo mejor desgasificado a la entrada de los tanques de almacenamiento contribuye a operaciones más seguras en el patio de tanques. 3. Disminuye el consumo de química. 4. El efluente de agua drenada se contamina menos con emulsión 5. Menos equipos asociados para el tratamiento de la emulsión y efluente del agua. 6. La producción es recibida inicialmente en el separador líquido para liberar el gas. 7. Produce un efecto de tipo ciclón en el tanque para el lavado del crudo neto, por su forma espiral.

4.1.1.2.4. Tipos de tanques de lavado ď&#x201A;ˇ

Tanque de lavado tipo espiral. En la figura 29 se muestra un tanque de lavado espiral con algunos de los elementos que lo conforman, en este taque se produce un efecto tipo ciclĂłn para el lavado del crudo por su forma espiral.

FIGURA. 29 Elementos de un tanque de lavado tipo espiral



Tanque de lavado Gun Barrel. En la figura 30 se esquematiza un "Gunbarrel" con las partes que lo conforma y cuya función es la siguiente:

La mezcla es descargada por debajo del nivel del agua así que el colchón de agua actúa como un colchón de lavado y el petróleo al tratar de irse hace arriba va siendo lavado por el agua y deja las gotas de agua que traten de irse con él. En otras palabras es un tanque tratador con flujo descendente central vertical que opera a presión atmosférica. Un GB típico tiene una cámara superior desgasificadora o bota en el tope. La emulsión a tratar desciende por el centro hasta un dispersor (spreader) donde ingresa al nivel de agua buscando su camino de ascenso por flotación (diferencia de densidad) hasta el nivel superior de petróleo.

Tienen un sifón lateral, vistos lateralmente presentan tres secciones verticales:

Gas (superior),

Petróleo (media, zona de decantación), Agua separada

(zona de lavado o corte).

FIGURA. 30 Partes de un tanque de lavado Gun Barrel

4.1.1.3. Tanques desnatadores (figura 31)

Tanques de separaci贸n mec谩nica destinados para lograr la separaci贸n de la nata de crudo no separado en el separador API.

FIGURA. 31 elementos que conforman un tanque desnatador 4.1.1.4. Tanques de pruebas

Son recipientes cilíndricos cuya capacidad puede variar de acuerdo al volumen de producción

cada

estación.

emulsión

agua-petróleo

separada

mecánicamente al ser tratada. El proceso consiste en el asentamiento de los fluidos por gravedad (proceso de decantación), en virtud de sus diferentes densidades. El agua por ser más pesada que el petróleo, se asienta en el fondo del tanque.

4.2. OPERACIONES DE RUTINA EN TANQUES Las operaciones que normalmente se realizan en tanques varían dependiendo si es tanque de almacenamiento o lavado; en estos últimos las más comunes son:

1. Chequeo de interfaces y de nivel de líquido. Esto se hace generalmente a través de los visores.

2. Chequeo de la calidad de la separación. Es importante chequear que el agua y el petróleo estén saliendo lo más puros posible y para ello se toman muestras en puntos determinados del tanque usando válvulas laterales que permiten tomar muestras a diferentes alturas del tanque, estas muestras se llevan al laboratorio y se determina por el método de centrifugación su contenido de agua y sedimentos. También se puede chequear la calidad de la separación abriendo la válvula de drenaje para el agua y observando el aspecto de ésta. 3. Controlar el drenaje de agua. Dependiendo del aspecto que presenta el agua que está saliendo del tanque el tiempo de retención del agua se puede modificar 4. Toma de muestras. Una de las finalidades de tomar muestras es chequear la calidad de la separación.

Las muestras se pueden tomar usando

válvulas laterales en el tanque o bajando un "toma muestra" (ladrón) desde el techo del tanque a través del orificio para este fin.

Cuando el tanque es de almacenamiento las operaciones más comunes son:

1. Ponerlo a recibir o cerrar recepción. La recepción de un tanque puede estar en su parte inferior o superior; pero cuando recibe de una bomba la recepción está en la parte inferior con el fin de que el colchón de líquido que se va formando amortigüe las vibraciones que induce la bomba a través de la línea de descarga.

2. Determinación de nivel. Algunas veces el tanque posee dispositivos que permiten determinar la altura del nivel de líquido de una manera inmediata pero otras veces, sobre todo cuando son tanques viejos, no; en estos casos por un orificio en el techo del tanque se baja una cinta metálica en cuyo extremo hay una plomada; cuando la plomada llegue al fondo del tanque, lo

cual se detecta en superficie por la disminución en la tensión de la cinta, se retira la cinta la cual muestra hasta qué altura estaba al aceite.

3. Calculo de volúmenes. Conociendo la altura del nivel de fluido se puede, usando tablas de aforo para el tanque, determinar el volumen de fluido contenido en el tanque.

4. Drenaje del agua que haya podido separarse.

4.3. SEGURIDAD CONTRA INCENDIOS EN TANQUES La norma NFPA para el diseño, prevención y extinción de incendios establece que previo a la decisión de colocar sistemas de extinción debe realizarse un análisis del riesgo intrínseco de la instalación, su importancia operacional, el valor de los activos y tiempo de reposición, el riesgo a terceros, su ubicación para emergencias y el tiempo de repuesta.

Es importante resaltar que un sistema de extinción por espuma en un tanque no elimina el riesgo de incendio. Simplemente son medios para combatirlo cuando estos ocurran.

La prevención radica fundamentalmente en el evitar que no se den las condiciones para que se produzca un incendio y ello lo logramos actuando sobre el triángulo de fuego: aire, combustible y fuente de ignición. Es por ello que un factor importante en la clasificación de los riesgos de incendio de un gas o de un líquido inflamable o combustible, es su rango de inflamabilidad, algunas veces referido como su rango de explosividad. Los líquidos inflamables tienen una concentración mínima de sus vapores en el aire, por debajo de la cual no se produce la propagación de la llama en contacto con una fuente de ignición debido a que la mezcla es demasiado pobre. Esto es lo que se conoce como límite inferior

de inflamabilidad (L.I.I. = "LEL"). Hay también una proporción máxima de vapor o gas en el aire, por encima de la cual no se produce la propagación de ignición, debido a que la mezcla es demasiada rica. Esto se conoce como límite superior de inflamabilidad (L.S.I. = "HEL"). El rango de inflamabilidad o explosividad, es la diferencia que hay entre los límites inferiores y superiores de inflamabilidad, expresados en porcentaje de vapor o gas, por volumen de aire.

4.3.1. Normas de seguridad en tanques

a) No fumar o llevar materiales humeantes. Es muy posible que haya materiales volátiles con bajo punto de inflamación presentes. b) No pisar o caminar sobre los techos de los tanques. c) Conservar la cara y la parte superior del cuerpo apartada cuando se abran las portezuelas del muestreador. Es muy posible que se produzca una emisión de gases acumulados y vapores al abrir la portezuela. d) Nunca, bajo ninguna circunstancia debe entrar a un tanque, salvo que esté usando ropa de seguridad y un dispositivo de respiración aprobado y haya otro operador presente afuera para avisar o auxiliar en caso necesario.

Está establecido que todo tanque que se vaya a poner en operación, ya sea reparado o construido, debe contar con un sistema contra incendio de tecnología de punta, aunque la inversión sea alta por este concepto.

Este sistema consta de unas tuberías que forman anillos alrededor del tanque. El anillo inferior es el encargado de verter agua y el superior espuma para evitar el calentamiento del tanque y controlar el incendio. Está normado en los depósitos de combustible un límite de llenado máximo por debajo del anillo de espuma para que este actúe y cumpla su objetivo sin dificultad. Todos los elementos de este

sistema se pintan de rojo y son capaces de apagar un tanque a cientos de metros del sistema principal a travĂŠs de bombas y tuberĂas.

CAPITULO 5 FISCALIZACION, NUEVAS TECNOLOGIAS APLICADAS ALA MEDICION DEL CRUDO, NORMAS DE SEGURIDAD PARA AFORADORES 5.1. FISCALIZACION La fiscalización puede definirse como el conjunto de medidas, verificaciones y controles que permiten determinar la cantidad de petróleo crudo, y su calidad, que se entrega a una refinería o a un oleoducto, y la liquidación de las regalías correspondientes.

Cuando hablamos de calidad del petróleo crudo se refiere a su gravedad API determinada a 60°F, contenido de agua y sedimentos (BSW) y contenido de sal en lbs. Por mil barriles de crudo. La gravedad API a 60°F y el contenido de agua y sedimentos se determinan en el laboratorio. La determinación del contenido de sal se hace con base en el resultado del BSW y la salinidad del agua.

5.1.1. Determinación de volúmenes

Donde se determinan tres aspectos los cuales son:

A. Volumen bruto a la temperatura del tanque. incluye el BSW y se determina usando las tablas de aforo para el tanque y determinando la profundidad del nivel de fluido en el tanque. La determinación del nivel de fluido se puede hacer por el método de la cinta o algunos tanques poseen indicadores de nivel.

B. El volumen bruto a 60°F es el volumen medido en el tanque pero corregido a 60°F, esta corrección se hace usando el coeficiente de expansión térmica  y aplicando la siguiente ecuación:

V60 

VT 1   T  60 

Donde:  VT: Es el volumen bruto a la temperatura, T, del tanque  Temperatura del tanque en °F  V60 Volumen bruto a 60°F

C. El volumen neto a 60°F, Vn, es el volumen real del petróleo, ya sin agua y sedimentos y se calcula de la siguiente ecuación. V n  V60  V60 *

BSW 100

La determinación de volúmenes usando las tablas de aforo se puede usar cuando no se requiere demasiada precisión, por ejemplo para datos de producción total y por pozo de un campo. Cuando se necesita determinar el volumen a venderse o entregar a un oleoducto se requieren mediciones más exactas y en este caso se usan los contadores, de éstos se hablará un poco más en detalle cuando se vea la unidad LACT.

5.1.1.1. Medición

La medición es un proceso muy importante y debe ser realizado lo más exacto posible, ya que un error de 1mm o 1 cm en la medición dará como resultado la cantidad de crudo expresado en moneda Americana ($).

A. Equipos de medición

A continuación mencionaremos los equipos utilizados para la medición de crudo. 

Cinta de Medición



Plomada



Barra de bronce para la medición de agua en el fondo.



Pasta detectora de agua



Utensilios utilizados para la medición ( trapos, linternas, Kerosén)



Equipos de seguridad personal.

B. Clasificación de la medición 

Medición Directa. En la figura 32 se esquematiza una medición directa en un tanque de techo flotante la cual consiste en bajar una cinta graduada de medición con la plomada al interior del tanque, hasta que la punta de la plomada haga contacto con el fondo del tanque o la placa de nivel “0” fijada en el fondo.

100

El nivel del líquido en el tanque se determina por la longitud de la cinta “mojada” cuya lectura se aprecia de manera directa.

Este método es susceptible a tres (3) fuentes de error, los cuales son:

1. En el proceso de bajada de la cinta de medición, la plomada una vez toque el fondo del tanque, debe evitarse que se incline lo cual generara un error de medición resultando una lectura en exceso (figura 33a). 2. -La presencia de sedimento pesado en el fondo del tanque, puede hacer difícil que la plomada toque el fondo del tanque, resultando una lectura errónea.(figura 33b) 3. Durante el proceso de bajada de la cinta de medición, la plomada toca algún cuerpo extraño que se encuentre depositado en el fondo, la lectura será afectada por este cuerpo extraño (figura 33c).

101

102

FIGURA. 33 esquemas de la medición incorrecta en un tanque de techo flotante 

Medición Indirecta o de Vacío. Este método consiste en bajar una cinta de medición con su plomada al interior del tanque, hasta que una parte de la cinta quede sumergida en el seno del líquido , luego se procederá a detener la cinta , se observa la lectura de la cinta a nivel del punto de referencia, ( longitud total introducida en el tanque), luego se resta la lectura de la cinta en el punto de referencia y se agrega el residuo a la cantidad de cinta mojada, obteniéndose así el nivel del líquido en el tanque.

103

A continuación un ejemplo ilustrativo de una medición por el método indirecto o vacío (figura 34).

A. Punto de referencia del tanque 13 mts 25 cms B. Menos la lectura de cinta en el punto 2 mts 15 cms de Referencia C. Diferencia 11 mts 10 cms D. Más lectura de la cinta mojada 1 mt 27 cms E. Determinación del nivel del liquido 12 mts 37 cms

La medición indirecta o de vacío, será A-B+C.

FIGURA. 34 Esquemas de la medición indirecta

104

5.1.2. Toma de muestras

Para determinar la calidad del crudo se requiere tomar muestras para llevar el laboratorio y analizarlas, las muestras se pueden tomar en el tanque o en la línea.

El muestreo en el tanque se hace usando "ladrones" o "botellas".

El ladrón es un recipiente cilíndrico de unas 15 pulgadas de longitud cuyo fondo es una especie de válvula de mariposa que puede abrirse o cerrarse completamente. El cilindro se baja suspendido de una cuerda y desde el techo del tanque hasta la profundidad donde se desea tomar la muestra. Al bajar, la válvula del fondo del cilindro está abierta; una vez a la profundidad donde se va a tomar la muestra, desde superficie se cierra la válvula, el fondo del cilindro, y se trae el ladrón a superficie con la muestra. La botella es un recipiente que no es completamente cilíndrico como el "ladrón" sino que, como su nombre lo indica, tiene forma de botella la cual en la parte inferior tiene una sección de material pesado, plomo por ejemplo, para poderse sumergir en el fluido, el orificio de la botella es de diferentes tamaños dependiendo del tipo de crudo que se quiera muestrear (3/4 de pulgada para crudos livianos de 11/2 pulgadas para crudos pesados, referencia (4) capítulo X) y está provisto de una tapa la cual puede ser retirada mediante una cuerda una vez la botella se tenga a la profundidad deseada. Al igual que el ladrón, la botella se baja desde el techo del tanque suspendida de una cuerda, pero a diferencia de aquel permite tomar muestra de un solo punto en el tanque o de una zona determinada. Cuando el muestreo se hace con ladrón o botella se recomienda el siguiente procedimiento, dependiendo de la altura del nivel en el tanque:

a) Si el nivel de aceite es de 15 pies o más se deben tomar tres muestras, la primera del punto ubicado a 20 pulgadas por debajo del nivel de aceite, la segunda en la mitad de la columna de aceite y la tercera a la altura de la línea de succión.

105

b) Si el nivel de aceite está entre 10 y 15 pies, se toman las muestras 1 y 3 mencionadas en a).

c) Si el nivel de aceite es menor de 10' se toma únicamente la muestra dos mencionada en a).

5.1.3. Medida de temperatura

Se puede hacer manual y/o automáticamente. En la medición manual se baja el termómetro el cual está dentro de una especie de recipiente que se llenará de aceite y así el termómetro quedará sumergido en el aceite. También se deben hacer varias medidas dependiendo de la capacidad del tanque y de la altura del nivel de aceite así:

a) Tanques de menos de 5000 bls. Una lectura en la mitad de la columna de aceite. b) Tanques de 5 mil barriles o más: c) Si el nivel de aceite está a 15' o más se lee una a 3' por debajo del nivel, una en la mitad de la columna de aceite y una a 3' por encima del fondo de la columna. d) Si el nivel de aceite está entre 10' y 15' se leen a 3' por debajo del nivel y a 3' por encima del fondo de la columna. e) Si el nivel está a menos de 10' se lee en la mitad de la columna. f) Las temperaturas leídas se promedian.

5.1.4. Determinación de la gravedad especifica

La gravedad específica del crudo se determina con el hidrómetro que algunas veces se llamó termo hidrómetro porque también posee escala de temperatura.

106

A. Equipos utilizados en la determinación de la gravead (figura 35) 

Hidrómetros ,Termómetros, Cilindros

FIGURA. 35 Equipos utilizados en la determinación de la gravedad

B. Procedimiento para la determinación de la Gravedad

1. La muestra a probarse, debe ser vertida en el cilindro para tal fin, evitar que durante el llenado del cilindro, se formen burbujas o espumas 2. Proceder a sumergir el hidrómetro en el cilindro hasta que permanezca en equilibrio, mantenerlo lejos de las paredes del cilindro (figura 36) 3. Introducir el termómetro en el cilindro, poniendo atención en no tocar al hidrómetro

107

4. Cuando el termómetro este sumergido en el petróleo, verificar que el extremo superior de la columna del mercurio, esté por encima de la boca del cilindro.

5. El tiempo mínimo de inmersión para que el termómetro alcance la temperatura del petróleo contenido en el cilindro, como se muestra en la tabla 3.

FIGURA 36. Esquema de la inmersión correcta del hidrómetro

PETROLEO DERIVADO

TIEMPO MINIMO DE INMERSION

Gasolina o nafta

5 Minutos

Kerosina y aceite combustible diesel

5 Minutos

Petróleo de 16º API o más liviano

5 Minutos

Petróleo entre 13º y 16º API

10 Minutos

108

Petróleo menor 13º API

15 Minutos

Aceite combustible de viscosidad >100 15 Minutos sus a 100ºF y menor de 170 sus a 210ºF Aceite combustible de viscosidad > 170 30 Minutos sus a 210ºF o mas viscosos Tabla 3 Tiempo mínimo de inmersión del termómetro en la determinación de la gravedad API 5.1.5. Determinación del contenido de agua y sedimentos (BS&W)

Es la cantidad de agua y sedimento que permanece en suspensión en el crudo o sus derivados. Está catalogado como impurezas en suspensión.

Tres son los métodos comunes para determinar el contenido de agua y sedimentos: el método de centrifugación, el método de destilación y el método Karl Fisher. Los dos primeros son métodos físicos y el tercero es un método químico basado en un procedimiento de titulación. El método de la centrífuga es quizás el más usado porque los otros dos solo determinan contenido de agua. La muestra para el primer método puede tomarse de cualquier punto en la batería (múltiple, tanques de lavado o de almacenamiento, etc.) mientras que la muestra para el método de destilación o el Karl Fisher se recomienda que se tome de la línea del oleoducto o de la unidad LACT pero después que se haya pasado el sistema de filtros.

5.1.5.1. Determinación del contenido de agua y sedimento por el método de centrifugación

a) Equipos y material requerido

109



Centrifuga



Probetas



Reloj de control



Baño de María



Xileno Saturado (Solvente utilizado en la preparación de la muestra, debe cumplir con la especificación de la norma ASTM D-362.)

b) Preparación de la Muestra.

Una vez tomada la muestra proveniente del tanque, se procede a agitarla vigorosamente hasta que no haya posibilidad de duda acerca de la suspensión total en la muestra y del sedimento, agite por lo menos durante 5 minutos o el tiempo necesario.

c) Procedimiento

1. Medir exactamente 50 ml de solvente en cada una de las probetas. 2. Agregar a cada una exactamente 50 ml de petróleo o producto 3. Tapar herméticamente con el dedo pulgar y agitar vigorosamente hasta que sus contenidos se mezclen perfectamente. 4. Introducir las probetas tapadas en el Baño de María hasta que todo el líquido quede sumergido en el agua. 5. Mantener las probetas en el Baño de María por 10 minutos manteniendo una temperatura constante de 120 ºF +/- 2 ºF. 6. Una vez transcurridos los 10 minutos retirar las probetas agitarlas por 10 seg. 7. Proceder a colocar las probetas en la centrifugas en el cabezal en sitios opuestos para mantener el balance de la centrifuga. 8. Ajustar a 1400 rpm y el reloj de control a 10 minutos, arrancar la centrifuga. 110

9. Una vez finalizada la centrifugación, sacar cuidadosamente las probetas. 10. Proceder a leer el agua libre y sedimento en el fondo de cada probeta. 11. Colocar de nuevo en la centrifuga por espacio de otros 10 minutos y las mismas revoluciones para obtener dos lecturas consecutivas iguales

12. La suma de las dos lecturas de las probetas será el porcentaje de agua y sedimento del tanque.

5.1.5.2. Determinación del contenido de agua por elmétodo de destilación

a) Equipos y material requerido(figura37) 

Balón de 1.000 c.c de capacidad



Condensador para el reflujo



Trampa de vidrio graduada



Calentador eléctrico tipo manta.



Mangueras para el enfriamiento del condensado



Xileno. Solvente utilizado en la preparación de la muestra, Cumplir con las especificaciones de la norma ASTM D-362.

111

FIGURA 37. Equipo usado para determinar el contenido de agua sedimentos por el método de Destilación. b) Preparación de la Muestra

c) Procedimiento

1. Medir exactamente 100 ml de solvente en un cilindro graduado 2. Medir exactamente 100 ml de petróleo en un cilindro graduado

112

3. Verter ambos contenidos en un balón de 1000 c.c de capacidad 4. Agregar al balón ciertas perlas para evitar la ebullición descontrolada 5. Posicionar el balón en el calentador eléctrico tipo manto 6. Instalar la trampa graduada ensamblada sobre el balón 7. Conectar el condensador con reflujo sobre la trampa 8. Conectar el condensador con las manguera en contra flujo 9. Proceder abrir el agua que enfriara el condensado 10. Encender el calentador eléctrico y graduarlo entre 194ºF y 212ºF 11. Una vez que comience la ebullición trate que el condensado destilado descargue al condensador a una velocidad entre 2 a 5 gotas por segundo, continuar con la destilación hasta que no se observe agua por ninguna parte a excepción de la trampa y se continuara con el proceso hasta que la cantidad de agua en la trampa permanezca constante. 12. Cuando se note que la separación del agua es completada, separe la trampa y su contenido y enfríe a temperatura ambiente.

13. Se procede a leer el volumen de agua en la trampa con tanta exactitud como lo permitan la escala de la trampa.

5.1.5.3. Determinación del contenido de agua por el método de Karl Fisher E método Karl Fisher está descrito en la norma ASTM D 4377 – 92. Es un proceso de titulación basado en la siguiente reacción: I 2  SO2  2 H 2 O  2 HI  H 2 SO4 El método usa dos sustancias características que son el solvente, conocido como Karl Fisher 9241 y el cual posee óxido de azufre (SO2), y el titulante conocido, conocido como Karl Fisher 9233 y el cual posee yodo (I2).

Por este método solo se puede obtener contenido de agua y los resultados son confiables cuando el contenido de agua está entre 0.2 y 2 % por peso y el crudo

113

no tiene presencia apreciable de compuestos sulfurados, el contenido de mercaptanos o sulfuros o ambos no debe ser mayor de 500 PPM.

a) Procedimiento

1.Tomar una muestra homogenizada de la mezcla petróleo/agua. 2.Se disuelve la mezcla usando el disolvente Karl Fisher 3.Se titula la muestra usando el titulante Karl Fisher 4.Se calcula el contenido de agua en porcentaje por peso de acuerdo con la siguiente relación. Agua(% por peso)  10 * C * F / W

Donde:  C es la cantidad de titulante en mL,  W es la cantidad de muestra en gramos  F es el equivalente de agua del reactivo Karl Fisher en mg. de agua /mL. de reactivo.

El valor de F se obtiene mediante un procedimiento conocido como estandarización del reactivo Kar Fisher, el cual se debe realizar diariamente y consiste en tomar una muestra de agua representativa del agua producida y titularla con el reactivo, el valor de F se obtiene con la siguiente expresión:

F W /T

114

Donde:  W es la cantidad de agua tomada en mg  T es la cantidad de titulante requerido para la titulación en mL.

5.2. NUEVAS TECNOLOGÍAS PARA LA MEDICIÓN DEL CRUDO 5.2.1. Unidades lact (lease automatic custody transfer)

Las unidades LACT permiten transferir aceite crudo a un oleoducto de manera automática y de acuerdo a un plano acordado.

Incluyen la determinación

automática de la cantidad y calidad del crudo y dispositivos de control y alarma que impiden el paso del crudo cuando no reúne los requisitos de calidad. Las unidades LACT comprenden el siguiente equipo: bombas centrífugas, indicadores de presión, toma-muestras, purificador-colador, contadores (provistos de impresoras), probador de contadores. El funcionamiento de la unidad LACT es aproximadamente como sigue: la línea de succión de las bombas están conectadas a las líneas de salida del tanque, las bombas descargan el fluido que pasa por un filtro donde se le retira la suciedad que pueda tener y luego por un degasificador para retirarle el gas, antes y después del filtro y el degasificador hay registradores de presión para chequear que no estén obstruidos; después del degasificador el fluido llega al contador el cual mide el volumen bruto a la temperatura del crudo, luego lo corrige a 60°F y finalmente imprime el volumen bruto a 60°F es decir hace corrección por temperatura; después del contador el petróleo ya puede salir hacia el oleoducto. Además la misma unidad LACT casi siempre posee el calibrador del contador. En las figuras 38a y 38b se muestra un esquema de la unidad LACT sin el probador y del probador respectivamente.

115

116

FIGURA 38. a).Esquema del sistema de calibración de contadores en una estación de bombeo. b).Esquema de la conexión de la bomba a las líneas de succión y descarga en una estación de bombeo.

5.2.2. Medición por radar

El sistema de medición por Radar es un avanzado sistema de medición de tanques con funciones que van desde los inventarios y transferencia de custodia para tanques de almacenamiento.

117

Este sistema cumple con los requisitos más estrictos de funcionamiento y seguridad.

5.2.2.1. Características 

Excelente confiabilidad



Protección contra el sobrellenado



Cálculos de Inventarios



Transferencia de Custodia



Movimientos de Crudos



Control de Pérdidas



Control de Mezclas



Detección de Fugas



Medición de nivel, de temperatura y la interfaz del agua



Mediciones de presión de vapor y presión hidrostática



Medición de volumen bruto y densidad observada



Inventario completo, funciones de transferencia de custodia



Visualización del campo local.

5.2.2.2. Equipos del sistema 

Sensores de Temperaturas de multipunto.



Sensores de medición de Interfaz del agua integrados con sensores de temperatura



Transmisores de presión de vapor



Transmisores de presión hidrostática

118

5.2.2.3. Medición de Nivel por Radar

Los medidores de nivel por Radar, ofrecen una excelente fiabilidad en la medición, ya que no dispone de partes móviles y sin contacto con el nivel del fluido a medir, solo con una antena en el interior de la atmósfera del tanque. Para la medición de nivel por Radar, se utiliza la Modulación de Frecuencia de Onda Continua (FMCW), es un método de medición de alta precisión. 

Cómo Funciona el Método FMCW (figura 39) El medidor tipo Radar transmite unas microondas hacia la superficie del liquido, la señal de microondas tiene una frecuencia continuamente variable en torno a 10 GHz, cuando la señal ha llegado a la superficie del líquido, y ha regresado a la antena, se mezcla con la señal transmitida en ese instante. La frecuencia de la señal transmitida ha variado ligeramente durante el tiempo que la señal del eco tarda hasta la superficie y regresar, al mezclar la señal transmitida con la recibida, el resultado es una Señal de baja frecuencia proporcional a la distancia hasta la Superficie. Esta señal proporciona un valor medido con gran precisión, este Método recibe el nombre de Modulación en Frecuencia de Onda Continua (FMCW).

119

FIGURA 39. Esquema del funcionamiento del método FMCW

5.2.2.4. Medición de temperatura

En la figura 40 se esquematiza un tanque con sensores de temperatura instalados.

La temperatura del producto es un parámetro muy importante para una medición precisa de inventario y de transferencia de custodia en los tanques de almacenamiento. El sensor de temperatura multipunto, (MST), mide la temperatura

Con una series de elementos colocados a diferentes niveles para indicar un perfil de temperaturas y una temperatura promedio. Para calcular la temperatura del producto, se utilizan solo los sensores que están totalmente sumergidos en el fluido.

120

El capítulo nº 7 del API (American Petroleum Institute) recomienda un mínimo de un elemento por cada 10’ (3 mts) de altura del tanque para estas aplicaciones.

FIGURA 40. Tanque con sensores de temperatura

5.2.2.5. Medición de la interfaz del agua

El sensor de nivel de agua (WLS) capacitivo, mide continuamente el nivel de agua por debajo de la superficie del crudo, proporcionando datos para el inventario neto en línea. En la figura 41 se esquematiza un sensor de interfaz del agua el cual funciona de la siguiente manera:

121

Emite una señal que se conecta directamente a un medidor tipo Radar, el cual va al centro de control donde la señal es convertida e interpretada, proporcionando el nivel de agua en el crudo (interfaz crudo-agua).

FIGURA 41. Esquema sensor interfaz del agua

5.2.2.6. Reportes del sistema 

Informes Personalizados a programas Microsoft Office

122



Informes Automatizados



Informes por Correo Electrónicos



Registros de Incidentes



Comprobación de datos históricos

5.2.2.7. Alarmas 

Gestión fiable de alarmas de valores medidos con alarmas de nivel alto, alto-alto, bajo y bajo-bajo



Alarmas a Teléfonos móviles



Alarmas por correos electrónicos



Alarmas de fugas en función del volumen de fluido almacenado

5.3. NORMAS DE SEGURIDAD PARA AFORADORES Todo aforador o personal adiestrado para realizar el trabajo de medición en tanque, debe cumplir y obedecer las normas de seguridad de la empresa, entre las cuales tenemos:

1. No fumar. 2. Antes de subir al tanque se debe verificar con la sala de control que el tanque no está en movimiento y que procederá a efectuar la medición. 3. Revisar que todos los implementos de medición y/o toma de la muestra y temperatura estén completos y en muy buen estado 4. Subir la escalera haciendo uso del pasamano de la misma. 5. Usar los zapatos de seguridad, evitar usar los zapatos con placas de hierro en la punta ya que pueden provocar chispas en contacto con las láminas de hierro del tanque, de igual manera se debe asegurar que los zapatos de

123

seguridad esté libre de grasa, aceite u otra sustancias que pueden ser causa de una posible caída. 6. Nunca suba el tanque de manera apresurada, pues además del peligro de caída, llegara a la parte superior del tanque fatigado, resultando esta acción sumamente peligrosa para el aforador.

7. Se debe evitar subir al tanque mientras se presenten lluvias y/o tormentas eléctricas. 8. Se debe evitar abrir la boca de aforo de manera repentina, hágalo despacio y trate de ubicarse a favor del viento para evitar que los gases sean inhalados por Ud. (s) 9. Conectar el cable a tierra de la cinta de medición a la boca de aforo. 10. Para contrarrestar el riesgo de una chispa producida por la electricidad estática acumulada por su cuerpo, se debe tocar cualquier parte del tanque con la mano desnuda antes de levantar la tapa de la boca de aforo o antes de introducir la cinta de medición en el petróleo 11. Evitar caminar sobre el techo del tanque, debido a posible corrosión interna en las láminas del mismo. 12. Realizar limpieza de la boca de aforo y sus alrededores para evitar incidentes. 13. Bajar del tanque de frente al tanque siempre usando el pasamano de la escalera, es la forma o manera más segura de bajar. 14. Notificar al supervisor de las posibles fuentes de incidentes encontradas. 15. Haga revisiones alrededor del tanque, así podrá detectar cualquier problema presente en el mismo.

124

CAPITULO 6. BOMBAS PARA EL TRASPORTE DE CRUDOS 6.1. TIPOS DE BOMBAS USADAS EN LAS UNIDADES DE BOMBEO Existen tres tipos de bombas que dominan más del 90% del uso de las unidades de bombeo: 

Bombas centrifugas



Bombas rotatorias



Bombas reciprocantés

Las dos últimas se les conocen como bombas de desplazamiento positivo, la clasificación está basada únicamente en el mecanismo utilizado para transferir la energía al fluido y no en el tipo de servicio prestado.

6.1.1. Bombas centrífugas

En la figura 42 se muestran las partes que conforman una bomba centrífuga la cual se puede describir de la siguiente manera.

Es un tipo de bomba hidráulica que transforma la energía mecánica de un impulsor rotatorio llamado rodete en energía cinética y potencial requeridas. El fluido entra por el centro del rodete, que dispone de unos álabes para conducir el fluido, y por efecto de la fuerza centrífuga es impulsado hacia el exterior, donde es recogido por la carcasa o cuerpo de la bomba, que por el contorno su forma lo conduce hacia las tabuladores de salida o hacia el siguiente rodete.

a) Características

125



La altura de la bomba o energía en lbs-pies por libra será por lo tanto, la expresada en pie o metros de liquido y obviando los efecto de la viscosidad.



La altura en pie generada por una bomba a cierta velocidad y capacidad permanecerá constante para todos los líquidos.



Aun cuando la altura de una bomba es constante para cada bomba acierta velocidad y capacidad, la potencia necesaria para mover el líquido es función de su densidad.

El trabajo impartido al líquido es el peso del líquido bombeado en un periodo de tiempo multiplicada por la altura desarrollada por la bomba generalmente esto se expresa en HP y se denomina “Potencia Hidráulica”, puede determinarse mediante la siguiente relación.

Hp= QxH / 3.960 x SG

Donde: 

Hp = Potencia Hidráulica



Q = Caudal del liquido , en Gpm



H = Altura Diferencial total en pies



SG = Peso especifico del liq. Bombeado (a dimensional )

126

FIGURA 42. Partes de una bomba centrífuga

b) Aplicaciones de las bombas centrífuga

Las bombas centrifugas representan el equipo de bombeo por excelencia para aplicaciones de líquidos poco o medianamente viscosos y rango medio de presiones.

Estas bombas a diferencia de las de desplazamiento positivo, no son en general autocebantes y se deben tomar las precauciones necesarias para evitar su operación en vació.

127

c) Tipos de bombas centrífugas 

Tipo Difusor. En este tipo de bomba los alabes de guía estacionarios circundan el impulsor. En los pasajes entre los alabes, se hace una expansión progresiva y se cambia la dirección del Fluido, convirtiendo parte de la energía de velocidad añadida en energía de presión. Se usan en aplicaciones de multietapa y gran presión.



Tipo Flujo Mixto. Las bombas de flujo mixto desarrollan la presión, parcialmente por fuerzas centrifugas y mayormente por el intercambio de la Cantidad de movimiento en dirección axial. Comúnmente llamadas bombas de propelas, siendo generalmente de tipo vertical y usándose cuando se exige una gran capacidad y baja presión de servicio.



Tipo Flujo Axial (figura 43a). Las bombas de flujo axial desarrollan su presión por medio del intercambio de la cantidad de movimiento en la dirección axial exclusivamente. El diámetro del impulsor es igual en la succión que en la descarga.



Tipo Turbina (figura 43b). El líquido bombeado con este tipo de bombas es agitado a gran velocidad por las aletas del impulsor, el cual gira en un canal anular. Se usan para altas presiones y capacidades de baja a media. Este tipo de bombas se conoce también como bombas regenerativas. de vórtice o periféricas



Tipo Voluta (figura 43c). El impulsor o rodete descarga en una carcasa en espiral de expansión progresiva, diseñada de forma tal que reduce gradualmente la velocidad del líquido. La Energía de velocidad inicialmente transferida al líquido, después que este sale del rodete, se convierte en Energía de presión Estática. Se fabrican comercialmente tanto en 128

orientaci贸n vertical y horizontal, las mismas puedes ser de una etapa o multietapa.

FIGURA 43. Tipos Bombas centrifuga: a) tipo flujo axial. b) tipo turbina. c) tipo voluta 6.1.2. Bombas rotatorias

Son bombas de desplazamiento positivo que aumentan la presi贸n de un volumen fijo de fluido al pasar este de la succi贸n a la descarga. Suministran una capacidad 129

casi constante contra la presión de descarga variable. Por lo tanto, una grafica de presión vs. Capacidad (HQ) es aproximadamente una línea vertical.

El desplazamiento de una bomba rotatoria varía en forma directamente proporcional con respecto a la velocidad.

a) Características 

Los líquidos pastosos y de gran viscosidad pueden limitar su capacidad de bombeo debido a que no pueden entrar lo suficientemente rápido por la succión para llenar la bomba completamente.



Si se supone una velocidad constante, la pérdida de capacidad causada por los intersticios existentes entre el rotor y la carcasa, aumenta a medida que se incrementa la presión de descarga.



La potencia requerida por la bomba se incrementa al aumenta la viscosidad del fluido bombeado, así mismo, la eficiencia disminuye.

No siendo exclusivo de las bombas rotatorias, sin embargo, debido a que este tipo de bombas se usa ampliamente para el manejo de líquidos viscosos, es importante que este hecho se tenga en cuenta para su selección.

b) Aplicaciones de la bomba rotaria 

La mayoría de las bombas rotatorias son del tipo autocebante y, si es necesario, pueden manejar gas o aire mezclado o trapado en el fluido.



Entre otros servicios, estas bombas se usan en procesos químicos donde es necesario el manejo de fluidos viscosos

130



En la industria de alimentos, para la transmisión de potencia por medios hidráulicos, para la lubricación a presión, en quemadores de combustibles, para el manejo de grasas, en gases licuados.



En líquidos que tienen una temperatura mayor a 80ºC, se recomienda consultar con cada fabricante la posibilidad de su uso en ese servicio.

6.1.3. Bombas reciprocantés

Las bombas reciprocantés son unidades de desplazamiento positivo descargan una cantidad definida de liquido durante el movimiento del pistón o émbolo a través de la distancia de carrera. Sin embargo, no todo el líquido llega necesariamente al tubo de descarga debido a escapes o arreglo de pasos de alivio que puedan evitarlo. Despreciando éstos, el volumen del líquido desplazado en una carrera del pistón o émbolo es igual al producto del área del pistón por la longitud de la carrera.

a) Aplicaciones de la bomba reciprocanté 

Como las bombas rotatorias, las bombas de pistón son autocebantes, el mayor uso que se da a las bombas reciprocantés hoy día, se encuentra en el campo de inyección o en sistemas donde se requiere una alta presión.



La simplicidad de operación y mantenimiento de este tipo de bombas, además de las características antes señaladas, la hacen ser la mejor escogencia para servicios viscosos continuos.

b) Tipos de bombas 

Bombas de acción directa. En este tipo, un eje común conecta un pistón que impulsa un cilindro de liquido y el pistón accionarte o pistón de vapor. 131

Se obtiene en una amplia variedad de diseños y se caracterizan por su flexibilidad para ajustar la presión de salida (altura o carga), velocidad y capacidad.

Presentan muy buena eficiencia en variaciones grandes de capacidad. Como todas las bombas reciprocantés, la descarga de flujo es pulsante. 

Bomba de Potencia (figura 44). Las bombas de potencias (power pumps) son accionadas por un motor externo, mediante el sistema de bielamanivela, Cuando son accionadas a velocidad constante, este tipo de bombas entrega una capacidad constante en un amplio rango de presiones de descarga. Este tipo de bombas se adapta muy bien para servicios de alta presión. Tienen una curva de descarga tipo sinusoidal y el flujo de descarga no cambia tan abruptamente como lo hace el tipo de bomba de accionamiento directo.

FIGURA 44. Bomba de potencia

132

CONCLUSIONES 

Se realizó una guía práctica de los equipos utilizados en facilidades de superficie en un campo petrolero, donde se describen los equipos como tal y sus principios.



Se reconocieron los principios, procedimientos operativos y algunas de las partes que conforman los equipos de superficie instalados en un campo petrolero.



Se adquirieron conocimientos sobre el concepto sobre la fiscalización, métodos, equipos y material utilizado para este fin.



Se obtuvo un conocimiento sobre las normas a tener en cuenta tanto para el mantenimiento de un tanque como para los aforadores es decir aquellas personas que realizan las mediciones.



Se espera que se mejoren las habilidades y aptitudes de los estudiantes de producción con la realización de esta guía.

133

BIBLIOGRAFIA



Cardona Ortiz Diego Publico, Docente COINSPETROL PDF



López Uribe Juan Enrique Publico, Docente COINSPETROL PDF

134

CIBERGRAFIA



Formato

archivo:

PDF/Adobe

Acrobat

Vista

producción y facilidades de superficie que se requieren, desde el subsuelo hasta la superficie, para la producción, tratamiento almacenamiento y medición

...petrogroupcompany.com/.../PetroGroup%20-

%20Facilidades%20de%20Produccion.pdf



Corte esquemático de una bomba centrífuga. 1a carcasa, 1b cuerpo de bomba, 2 rodete, 3 tapa de impulsión, 4 cierre del eje, 5 soporte de cojinetes,

eje.

...

es.wikipedia.org/wiki/Bomba centrífuga



Facilidades de superficie en la industria petrolera. Enviado por Eduardo A. Aguirre | Comentar este trabajo | Ver trabajos relacionados. Partes: 1, 2, 3 ... www.monografias.com/



Download Funcionamento Plataforma de Petroleo Petrobras PARTE 1-2 video on savevid.com. Download videos in flv, mp4, avi formats easily on Savevid.com.

www.savevid.com/.../funcionamento-plataforma-de-petroleo-

petrobras-parte-2.html

135



Emulsions and Vertical Heater Treater Principles - sample · Added. 3:53. Emulsions

and

Vertical

Heater

Treater

Principle...

1170

views

...www.youtube.com/watch?v=pWDXK_SU89o



Festo didactic. Valvulas Neumaticas, "Válvulas de Presión". 2 years ago 24632 views. josh747c. Festo didactic "Válvulas de Presión". 0:48 September

08,

2007

...

www.youtube.com/user/josh747c



Ver el Video de FESTO didactic "Valvulas de caudal" en Youtube. www.depaginas.com.ar/reproducir_video.php?v...

136

LISTA DE ANEXOS

Anexo A. CD en el cual su contenido es el siguiente: 1. Documento PDF - Guía práctica “facilidades de superficie en campos petroleros” 2. Presentación PDF – “Facilidades de superficie en campos petroleros”

3. Videos relacionados con el tema

137