ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS PRODUCIDOS. MUESTRO Y ANÁLISIS DE LOS FLUIDOS MANEJADOS.

Transcripción

1 MANEJO LA PRODUCCIÓN EN LA SUPERFICIE CONTENIDO I II III IV V VI VII VIII IX INTRODUCCIÓN. RECOLECCIÓN LA PRODUCCIÓN. SEPARACIÓN LOS FLUIDOS PRODUCIDOS. ALMACENAMIENTO HIDROCARBUROS PRODUCIDOS. MEDICIÓN FLUIDOS PRODUCIDOS. MUESTRO Y ANÁLISIS LOS FLUIDOS MANEJADOS. TRATAMIENTO CAMPO CRUDO Y GAS. AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL. INSTALACIONES PRODUCCIÓN MARINA. 1

2 CAPITULO 1 INTRODUCCIÓN I.1 Conocimiento general de las instalaciones superficiales a partir de los pozos productores de aceite y gas. La composición de la mezcla y las condiciones de presión y temperatura a las que se encuentran los hidrocarburos en el yacimiento, son los elementos requeridos para establecer si un yacimiento es de aceite negro, de aceite volátil, de gas y condensado o de gas seco. De acuerdo con el tipo de yacimiento es la configuración y las condiciones de operación del sistema para el manejo superficial de los hidrocarburos producidos. Entre los yacimientos de aceite se tienen básicamente dos tipos: de aceite negro y de aceite volátil. Para el manejo superficial de los hidrocarburos producidos por yacimiento de aceite volátil se requiere, además de los procesos utilizados para aceite negro, la incorporación de sistemas para la estabilización del aceite y del gas y para el manejo de los condensados. En la Fig. I.l.a se muestra un diagrama de flujo del sistema de producción para aceite volátil. La mezcla se recibe en un cabezal o múltiple de recolección; desde donde se envía al sistema de separación gas-aceite. La corriente de aceite se pasa a estabilización y desalado y queda disponible para bombearse a una refinería o a una terminal para su exportación. La corriente de gas se pasa a rectificación, recuperación de condensado, deshidratación y endulzamiento, quedando listo para su compresión y envío a las plantas petroquímicas, a los centros de consumo o a exportación. La corriente de condensados, compuesta por butanos y gasolinas, se deshidrata y endulza antes de su envío a la refinería. 2

3 I.2 Conocimiento general de las instalaciones de separaci6n de aceite y gas. Para la separación de los hidrocarburos procedentes de yacimientos de aceite, el equipo utilizado es el separador. Este puede ser de dos fases (líquidos y gas) o tres fases (aceite, gas y agua). Los separadores de tres fases además de separar las fases liquida y gaseosa, separa él liquido en aceite y agua no emulsionada en el aceite. Sin embargo para separar el agua del aceite, ha sido más exitoso utilizar equipos conocidos como eliminadores de agua. Entre los separadores de dos fases, existen 3 diferentes tipos de acuerdo a su forma: verticales, horizontales y esféricos. Para facilitar la selección del tipo de separador más adecuado, de acuerdo con las características de los fluidos a manejar, se dispone de la tabla 1.1 en que se presentan las ventajas y desventajas de los separadores mencionados para diferentes condiciones de operación. Los esféricos tienen aplicación limitada por su baja capacidad de manejo de fluidos. 3

4 SHIDRATACIÓN Y ENDULZAMIENTO L GAS SALIDA L GAS RECTIFICACIÓN L GAS AGUA SECHO COMPRESIÓN MÚLTIPLE RECOLECCIÓN SEPARACIÓN GAS-ACEITE RECUPERACIÓN CONNSADOS ENDULZAMIENTO CONNSADOS BOMBEO CONNSADOS SALIDA L CONNSADO SHIDRATACIÓN CONNSADOS SIMBOLOGÍA: ACEITE O CONNSADOS GAS AGUA ESTABILIZACIÓN L CRUDO SHIDRATACIÓN Y SALADO L CRUDO BOMBEO ACEITE RECUPERACIÓN ACEITE AGUA SECHO SALIDA L ACEITE FIG. I.1.a DIAGRAMA FLUJO L SISTEMA PRODUCCIÓN PARA ACEITE VOLÁTIL 4

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6 SALIDA L GAS SHIDRATACIÓN Y ENDULZAMIENTO GAS COMPRESIÓN AGUA SECHO MÚLTIPLE RECOLECCIÓN SEPARACIÓN GAS-ACEITE ESTABILIZACIÓN CRUDO SHIDRATACIÓN Y SALADO CRUDO BOMBEO ACEITE SALIDA L ACEITE RECUPERACIÓN ACEITE AGUA SECHO FIG. I.1.b DIAGRAMA FLUJO L SISTEMA PRODUCCIÓN ACEITE NEGRO 6

7 TABLA 1.1 VENTAJAS Y SVENTAJAS LOS SEPARADORES HORIZONTALES, VERTICALES Y ESFÉRICOS. HORIZONTAL VERTICAL ESFÉRICO EFICIENCIA SEPARACIÓN ESTABILIZACIÓN FLUIDOS SEPARADOS ADAPTABILIDAD A VARIACIÓN CONDICIONES (CABECEO) FLEXIBILIDAD OPERACIÓN (AJUSTE NIVEL LÍQUIDOS). CAPACIDAD (MISMO DIÁMETRO) COSTO POR CAPACIDAD UNIDAD MANEJO MATERIALES EXTRAÑOS MANEJO ACEITE EMULSIONADO USO PORTÁTIL INSTALACIÓN: PLANO VERTICAL. PLANO HORIZONTAL FACILIDAD INSPECCIÓN INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO Más favorable. 2. Intermedio 3. Menos Favorable * Referencias al final del capitulo. 7

8 1.2.1 Condiciones de separación. Para establecer las condiciones de separación más apropiadas, de acuerdo con las características de los fluidos producidos, el Ingeniero de Producción tiene que considerar las siguientes variables de control: a) El tipo, tamaño y dispositivos internos del separador, b) El tiempo de residencia del aceite, c) Las etapas de separación, d) Las presiones y temperaturas de operación y e) El lugar de instalación de los separadores. Es evidente que existe una combinación de estas variables que permite obtener la separación requerida a un costo mínimo. La selección de las condiciones de separación depende, fundamentalmente de los objetivos de producción establecidos. Generalmente estos objetivos están orientados a la obtención de: 1. -Alta eficiencia en la separación del aceite y el gas. 2. -Mayores ritmos de producción. 3. -Mayores recuperaciones de hidrocarburos líquidos. 4. -Menores costos por compresión. 5. -Aceite y gas estabilizados. El diseño de un sistema de separación de gas-aceite depende en forma primordial de la presión de vapor máxima que se fije en las bases de diseño, así como de la composición de los fluidos producidos y su temperatura al llegar a la central de recolección. Para algunos aceites negros, pero sobre todo para aceites volátiles y condensados, es recomendable el uso de equipos especiales en el campo (torres estabilizadoras o calentadores), para conseguir la presión de vapor Reíd requerida, obteniéndose otras ventajas adicionales. En algunos casos la estabilización del aceite, además de reducir sus pérdidas por evaporación, permite incrementar la recuperación de los hidrocarburos líquidos producidos, a condiciones superficiales o estándar, (por unidad de volumen de aceite a condiciones de yacimiento) remover H 2 S y reducir los costos por compresión. La presión de vapor de un aceite que es descargado de un separador puede 8

9 disminuirse aumentando la temperatura del separador o reduciendo su presión de operación. La forma más simple de estabilizar un aceite volátil es mediante la adición de un simple cambiador de calor. En este caso, el volumen de aceite producido en el tanque de almacenamiento, se reduce ligeramente, por el desprendimiento adicional de gas en el separador provocado por el incremento en su temperatura. En compensación aumentará el volumen de gas natural, de gas propano licuado y de gasolinas, permitiendo obtener un mayor rendimiento económico por barril de aceite extraído (a condiciones de yacimiento). Cuando se producen aceites volátiles o condensados, éstos se estabilizan generalmente mediante el empleo de estabilizadores, similares al mostrado en la Fig Un estabilizador es una columna fraccionadora, donde se vaporizan los componentes ligeros, obteniéndose en el fondo el aceite o condensado estabilizado. Estos equipos realizan esencialmente las mismas funciones que un tren de separadores operando en serie con pequeños decrementos de presi6n. Mediante el empleo de estabilizadores se obtienen producciones de líquidos comparables en volumen y propiedades con las que se recuperan empleando de cuatro a seis etapas de separación. En algunos casos con el uso de torres estabilizadoras se han obtenido volúmenes de líquidos en el tanque de almacenamiento, de 10 a 15% superiores a los proporcionados por el uso de separadores convencionales. 1.3 Conocimiento general de las centrales de almacenamiento y bombeo. El aceite crudo que proviene desde el yacimiento hasta la boca del pozo, es enviado por una tubería de escurrimiento (descarga) a la Central de Recolección (Batería) en donde se separa, mide, almacena, y una vez que se ha acumulado una cantidad conveniente, se bombea por un oleoducto hasta la refinería para su proceso industrial o bien para su exportación. 9

10 Una batería en su forma más sencilla estaría conformada por tanques de almacenamiento. Este tipo de instalación corresponde a los casos en que contiene gas en proporción tan pequeña que no requiere separación y donde la configuración del terreno permite al crudo descender por gravedad a lo largo del oleoducto, hasta el punto de utilización (Refinería, exportación). Pero no siempre el desnivel del terreno favorece el escurrimiento del aceite, así que es necesario instalar bombas para impulsar el crudo desde los tanques de almacenamiento hasta el oleoducto principal, y también acoplar equipo especial para separar el gas del aceite en un punto intermedio entre los pozos y los tanques de almacenamiento. 10

11 El número de tanques de almacenamiento depende principalmente, de la producción diaria que se maneje en la Batería, y de preferencia se debe dejar un margen de seguridad para posibles pozos que se integren posteriormente. La capacidad de los tanques es, normalmente igual a tres o cuatro veces el volumen de aceite crudo que se produzca diariamente. En un principio el almacenamiento se hacia en presas de tierra, pero pronto se abandonó esta práctica, debido a las grandes pérdidas por evaporación y el constante riesgo de incendio; Se sustituyeron por tanques de madera por ser los más adecuados para almacenar crudos corrosivos, pero debido a su falta de hermeticidad se intentó reemplazarlos por tanques de concreto reforzado que evidentemente no resultaron prácticos ni económicos. Actualmente se utilizan tanques de acero ya que las máximas pérdidas por evaporación son menores al 2% y cumplen con las especificaciones API para cualquier presión de trabajo. Para seleccionar la mejor ubicación en que habrá de instalarse un tanque para almacenamiento es necesario considerar con prioridad la configuración del terreno, siguiéndole en importancia la determinación de la capacidad requerida para satisfacer adecuadamente la producción esperada. Por lo anteriormente expuesto, el objetivo de las centrales dé almacenamiento de hidrocarburos parece ser, a primera vista, tan simple como el recibir hidrocarburos para almacenarlos durante el tiempo que se requiera para su distribución. Sin embargo debido a la gran volatilidad de la mayor parte de sus componentes, este objetivo no puede cumplirse satisfactoria o plenamente a menos de que se disponga de los elementos adecuados para impedir las pérdidas por evaporación que se producen durante el llenado, vaciado y permanencia de los hidrocarburos almacenados en los tanques. Esto da por resultado una variación considerable en la cantidad y calidad del volumen recibido con respecto al volumen para entregar. 11

12 1.4 Conocimiento general de los diversos tratamientos de campo requeridos para el petróleo crudo y el gas. La producción de los pozos petroleros está formada por hidrocarburos líquidos (aceite), hidrocarburos gaseosos (gas natural) y agua salada en proporciones variables, por lo que son necesarios los procesos de deshidratación y desalado del crudo, los cuales son tratados a detalle en el capítulo IX. Siendo el agua y el aceite fluidos no miscibles, cuando se ponen en contacto bajo condiciones de turbulencia se forman dispersiones estables (emulsiones) de ambos fluidos. El tratamiento de las emulsiones se refiere a la separación de agua dispersa en el aceite, antes de su refinación o venta, en la actualidad la deshidratación de los crudos es una práctica común en la Industria Petrolera, lo cual requiere de un conocimiento amplio de los mecanismos de emulsificación y la influencia de algunos efectos físicos y químicos sobre el rompimiento de dichas emulsiones. Las principales impurezas o materiales contaminantes son el agua y sales solubles e insolubles asociadas con ella. Las sales solubles en agua consisten principalmente de sales de sodio, calcio y magnesio, generalmente cloruros, aunque en algunas áreas se han encontrado cantidades considerables de sulfatos. El agua, las sales y los sólidos que acompañan al aceite afectan en múltiples formas la refinación de crudo. Los principales daños que ocasionan son: Corrosión: mientras más se acerque el desalado de los crudos al 100%, será menor la proliferación de ácido clorhídrico (HCl) en la destilación. El HCl es muy corrosivo. Los cloruros de fierro formados producen corrosión adicional, cuando algunos ácidos orgánicos y ácido sulfhídrico (H 2 S) están presentes en el aceite, bajo condiciones reductoras. Los cloruros de fierro reaccionan con el (H 2 S) produciendo HCl; de donde se concluye que estos cloruros, al tener una doble acción, deben reducirse a su mínima concentración posible. 12

13 Abrasión : Mientras mayor cantidad de sólidos sean separados del aceite, será menor la acción erosiva en los puntos de máxima velocidad y turbulencia, tales como tuberías de alimentación de crudo, accesorios con desviación de flujo (válvulas, codos, etc.) cambiadores de calor y bombas. Taponamiento: Cuando se efectúa una eficiente limpieza del crudo, se depositan menores cantidades de sales y otros sólidos en los cambiadores de calor y en el equipo de destilación. En ocasiones la acumulación de parafina obstruye totalmente el área de flujo. Con la depositación de sólidos, la eficiencia en la transmisión de calor, en la capacidad de fraccionado del crudo y su gasto disminuye al grado de requerirse frecuentes limpiezas del equipo, aumentando los costos de tratamiento. La complejidad de las emulsiones aumenta día a día debido al creciente empleo de métodos de recuperación secundaria, que introducen cambios notables en las características de las emulsiones por el efecto de los productos químicos utilizados. Cuando el aceite se exporta, el precio del crudo se ve afectado según el volumen de impurezas presentes en él, tales como agua, sales y otros residuos. Queda manifiesta la importancia de la deshidratación y desalado del crudo al nivel más alto posible, mediante la selección apropiada del proceso y equipo de campo. Los valores máximos generalmente aceptados son: 1.0% de agua y 100 LMB* para manejarse en oleoductos, y 0.1% de agua y 10 LMB para refinería o exportación. 3 LMB Libras de sal por cada mil barriles. 13

14 REFERENCIAS CAPITULO I 1) Frik C. Thomas.; Petroleum Production Handbook, Vol. II, SPE, ) Garaicochea Petrirena Fco. y Nolasco M. Jesús.; Criterios para seleccionar las condiciones de separación de Aceite y Gas, XVI Congreso AIPM. 3) Téllez I. José.; Selección del Proceso y Equipo para Deshidratar y Desalar Crudos, Revista Ingeniería Petrolera, Octubre