CAPITULO I - Manejo de la produccion en la superficie

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APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE 
 
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MMAANNEEJJOO DDEE LLAA PPRROODDUUCCCCIIÓÓNN EENN LLAA SSUUPPEERRFFIICCIIEE 
 
CONTENIDO 
 
I INTRODUCCIÓN. 
 
II RECOLECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN. 
 
III SEPARACIÓN DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS. 
 
IV ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS PRODUCIDOS. 
 
V MEDICIÓN DE FLUIDOS PRODUCIDOS. 
 
VI MUESTRO Y ANÁLISIS DE LOS FLUIDOS MANEJADOS. 
 
VII TRATAMIENTO DE CAMPO DE CRUDO Y GAS. 
 
VIII AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL. 
 
IX INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN MARINA. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE 
 
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CAPITULO 1 
 
 
 IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN 
 
 
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. 
 
 
 
 
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 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. 
 
 
 
 
 
 
 
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SEPARACIÓN
GAS-ACEITE 
 
RECTIFICACIÓN 
DEL 
GAS 
RECUPERACIÓN
DE 
CONDENSADOS
DESHIDRATACIÓN
DE 
CONDENSADOS 
 
RECUPERACIÓN
DE 
ACEITE 
DESHIDRATACIÓN 
 Y 
ENDULZAMIENTO 
 DEL GAS 
ENDULZAMIENTO
E 
CON NSADOS 
ESTABILIZAC
DEL 
CRUDO 
BOMBEO
DE 
CONDENSADOS 
 
COMPRESIÓN 
AGUA DE DESECHO
MÚLTIPLE 
DE 
RECOLECCIÓN
SALIDA DEL GAS 
SALIDA 
 DEL 
CONDENSADO 
SIMBOLOGÍA: 
 
 ACEITE O CONDENSADOS 
 GAS 
 AGUA 
FIG. I.1.a DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE PRODUC
D
DE
4 
IÓN
DESHIDRATACIÓN
Y 
DESALADO 
DEL CRUDO 
BOMBEO 
DE 
ACEITE 
SALIDA DEL 
ACEITE AGUA DE DESECHO
CIÓN PARA ACEITE VOLÁTIL 
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SALIDA DEL GAS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SEPARACIÓN 
GAS-ACEITE 
DESHIDRATACIÓN 
Y 
ENDULZAMIENTO 
DE GAS 
 
ESTABILIZACIÓN
DE 
CRUDO 
RECU
A
 
MÚLTIPLE 
DE 
RECOLECCIÓN 
FIG. I.1.b DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE P
 
 
COMPRESIÓN 
BOMBEO 
DE 
DESHIDRATACIÓN 
Y 
DESALADO 
AGUA DE 
DESECHO
6 
ACEITE DE CRUDO 
 
PERACIÓN 
DE 
CEITE 
SALIDA 
DEL ACEITE 
AGUA DE 
DESECHO 
RODUCCIÓN DE ACEITE NEGRO 
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TABLA 1.1 
 
 
 
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES, 
VERTICALES Y ESFÉRICOS. 
 
 
 
 HORIZONTAL VERTICAL ESFÉRICO 
 
EFICIENCIA DE SEPARACIÓN. 
 
1 2 3 
ESTABILIZACIÓN DE FLUIDOS SEPARADOS. 
 
1 2 3 
ADAPTABILIDAD A VARIACIÓN DE CONDICIONES 
(CABECEO). 
1 2 3 
 
FLEXIBILIDAD DE OPERACIÓN (AJUSTE DE NIVEL 
DE LÍQUIDOS). 
2 1 3 
CAPACIDAD (MISMO DIÁMETRO). 
 
1 2 3 
COSTO POR CAPACIDAD DE UNIDAD. 
 
1 2 3 
MANEJO DE MATERIALES EXTRAÑOS. 
 
3 1 2 
MANEJO DE ACEITE EMULSIONADO. 
 
1 2 3 
USO PORTÁTIL. 
 
1 3 2 
INSTALACIÓN: 
 PLANO VERTICAL. 
 PLANO HORIZONTAL. 
 
1 
3 
 
3 
1 
 
2 
2 
FACILIDAD DE INSPECCIÓN. 
 
2 3 1 
INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO. 
 
1 3 2 
 
 
 
1. Más favorable. 
2. Intermedio 
3. Menos Favorable 
 
* Referencias al final del capitulo. 
 
 
 
 
 
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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 H2S y reducir los costos por compresión. 
 
La presión de vapor de un aceite que es descargado de un separador puede 
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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 
desprendimientoadicional 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. 1.2. 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. 
 
 
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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. 
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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. 
 
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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 (H2S) están presentes en el aceite, 
bajo condiciones reductoras. Los cloruros de fierro reaccionan con el (H2S) 
produciendo HCl; de donde se concluye que estos cloruros, al tener una doble 
acción, deben reducirse a su mínima concentración posible. 
 
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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 máximosgeneralmente 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. 
 
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REFERENCIAS CAPITULO I 
 
 
1) Frik C. Thomas.; “Petroleum Production Handbook”, Vol. II, SPE,19 62. 
 
2) 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 1978. 
 
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