RECOLECCION DE GAS NATURAL.pdf

UNIDAD DE POSTGRADO FACULTAD DE TECNOLOGIA

“RECOLECCION DEL GAS NATURAL”

DIPLOMADO INGENIERIA DEL GAS NATURAL MODULO DEL

:

RECOLECCIÓN; TRANSPORTE; DISTRIBUCCIÓN Y USO GAS

DOCENTE

:

MSC. ING. EDUARD GUTIERREZ VARGAS

INTEGRANTES

:

CRUZ VALENCIA JORGE ANTONIO DAVILA LEAÑO OSVALDO COLQUE CAYO VICTOR CARDOZO AYALA ELSA ELIANA CHOQUE CALLEJAS LILIANA ANGELICA Santa Cruz de la Sierra  – Bolivia 2017

INDICE 1

2

CAPITULO ASPECTOS GENERALES ................................ ................................................. ................................. ................................. .............................. ............. 4 1.1

INTRODUCCION INTRODUCCION ................................. ................................................. ................................. ................................. ................................. ................................. ................ 4

1.2

OBJETIVO GENERAL ............................... ................................................ .................................. .................................. .................................. ........................... .......... 2

1.3

OBJETIVOS ESPECÍFICOS ESPECÍFICOS ................................. .................................................. .................................. ................................. ................................. ................... .. 2

CAPITULO MARCO TEORICO................................ ................................................. .................................. .................................. .................................. ..................... .... 3 2.1

2.1.1

Hidrocarburo ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. .............................. ............. 3

2.1.2

Aceite, crudo o petróleo: ................................. ................................................. ................................. .................................. ........................... .......... 3

2.1.3

Condensados ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. .............................. ............. 4

2.1.4

Gas Natural ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. ................................. ................ 4

2.1.5

Gas pobre .................................. .................................................. ................................. ................................. ................................. ................................. ................ 4

2.1.6

Gas rico............................... ................................................ .................................. .................................. .................................. ................................. ..................... ..... 5

2.1.7

Gas dulce ............................... ................................................ .................................. .................................. ................................. ................................. ................... .. 5

2.1.8

Gas amargo ................................. .................................................. .................................. ................................. ................................. .............................. ............. 5

2.1.9

Agua de formación ................................. .................................................. .................................. ................................. ................................. ................... .. 5

2.1.10

Agua Libre.................................. Libre.................................................. ................................. ................................. ................................. ................................. ................ 5

2.1.11

Agua Emulsionada ............................... ................................................ .................................. .................................. ................................. ..................... ..... 6

2.1.12

Derecho de vía............................... ................................................ .................................. .................................. .................................. ........................... .......... 6

2.2

3

FLUIDOS TRANSPORTADOS EN LAS REDES DE RECOLECCIÓN. RECOLECCIÓN. .................................. ............................................ .......... 3

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS. ................................ ................................................ ................................. ................... .. 8

2.2.1

Propiedades del gas. ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. ................... .. 8

2.2.2

Propiedades químicas del gas natural ................................ ................................................ .................................. ......................... ....... 9

DESARROLLO .................................. .................................................. ................................. ................................. ................................. .................................. ......................... ........ 18 3.1

ARBOLITO DE PRODUCCIÓN ................................. ................................................. ................................. .................................. ............................ ........... 18

3.1.1 3.2

SISTEMA DE REDES DE RECOLECCION ................................. ................................................. ................................. ............................ ........... 21

3.2.1 3.3

Redes De Recolección............................... ................................................. ................................... ................................. .............................. .............. 21

BATERÍAS COLECTORAS ............................... ................................................ .................................. .................................. ................................. ................... ... 28

3.3.1 3.4

Estranguladores Superficiales............................... ................................................ .................................. ................................. ................... ... 18

Operaciones Operaciones en una batería ................................. .................................................. .................................. ................................. ................... ... 29

SISTEMA DE UN COLECTOR ............................... ................................................ .................................. ................................. .............................. .............. 29

3.4.1

Colectores o Manifolds:................................ ................................................. ................................. ................................. ............................ ........... 29

3.4.2

Clasificación de los múltiples ................................ ................................................. .................................. ................................. ................... ... 30

INDICE 1

2

CAPITULO ASPECTOS GENERALES ................................ ................................................. ................................. ................................. .............................. ............. 4 1.1

INTRODUCCION INTRODUCCION ................................. ................................................. ................................. ................................. ................................. ................................. ................ 4

1.2

OBJETIVO GENERAL ............................... ................................................ .................................. .................................. .................................. ........................... .......... 2

1.3

OBJETIVOS ESPECÍFICOS ESPECÍFICOS ................................. .................................................. .................................. ................................. ................................. ................... .. 2

CAPITULO MARCO TEORICO................................ ................................................. .................................. .................................. .................................. ..................... .... 3 2.1

2.1.1

Hidrocarburo ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. .............................. ............. 3

2.1.2

Aceite, crudo o petróleo: ................................. ................................................. ................................. .................................. ........................... .......... 3

2.1.3

Condensados ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. .............................. ............. 4

2.1.4

Gas Natural ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. ................................. ................ 4

2.1.5

Gas pobre .................................. .................................................. ................................. ................................. ................................. ................................. ................ 4

2.1.6

Gas rico............................... ................................................ .................................. .................................. .................................. ................................. ..................... ..... 5

2.1.7

Gas dulce ............................... ................................................ .................................. .................................. ................................. ................................. ................... .. 5

2.1.8

Gas amargo ................................. .................................................. .................................. ................................. ................................. .............................. ............. 5

2.1.9

Agua de formación ................................. .................................................. .................................. ................................. ................................. ................... .. 5

2.1.10

Agua Libre.................................. Libre.................................................. ................................. ................................. ................................. ................................. ................ 5

2.1.11

Agua Emulsionada ............................... ................................................ .................................. .................................. ................................. ..................... ..... 6

2.1.12

Derecho de vía............................... ................................................ .................................. .................................. .................................. ........................... .......... 6

2.2

3

FLUIDOS TRANSPORTADOS EN LAS REDES DE RECOLECCIÓN. RECOLECCIÓN. .................................. ............................................ .......... 3

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS. ................................ ................................................ ................................. ................... .. 8

2.2.1

Propiedades del gas. ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. ................... .. 8

2.2.2

Propiedades químicas del gas natural ................................ ................................................ .................................. ......................... ....... 9

DESARROLLO .................................. .................................................. ................................. ................................. ................................. .................................. ......................... ........ 18 3.1

ARBOLITO DE PRODUCCIÓN ................................. ................................................. ................................. .................................. ............................ ........... 18

3.1.1 3.2

SISTEMA DE REDES DE RECOLECCION ................................. ................................................. ................................. ............................ ........... 21

3.2.1 3.3

Redes De Recolección............................... ................................................. ................................... ................................. .............................. .............. 21

BATERÍAS COLECTORAS ............................... ................................................ .................................. .................................. ................................. ................... ... 28

3.3.1 3.4

Estranguladores Superficiales............................... ................................................ .................................. ................................. ................... ... 18

Operaciones Operaciones en una batería ................................. .................................................. .................................. ................................. ................... ... 29

SISTEMA DE UN COLECTOR ............................... ................................................ .................................. ................................. .............................. .............. 29

3.4.1

Colectores o Manifolds:................................ ................................................. ................................. ................................. ............................ ........... 29

3.4.2

Clasificación de los múltiples ................................ ................................................. .................................. ................................. ................... ... 30

3.4.3

Componentes Componentes del múltiple ................................. ................................................. ................................. ................................. ...................... ...... 30

3.4.4

Valvulas Del Multiple .................................. .................................................. ................................. ................................. .............................. .............. 31

3.5

VALVULA SELECTORA MULTIPUERTO O MULTIPUERTO ................................. ................................................. ................... ... 41

3.5.1

Los Componentes Componentes Del Actuador Para La Válvula Selectora Multipuerto ................... ................... 45

3.5.2

Operación Válvula Selectora Multipuerto ................................ ................................................ ................................. ................. 46

3.6

DISEÑO DE UN COLECTOR, CONSIDERACIONES: CONSIDERACIONES: ................................. ................................................. .............................. .............. 49

3.6.1

La topografía ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. ............................ ........... 49

3.6.2

Las líneas colectoras ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. ................. 49

3.6.3

La economía ................................ ................................................. .................................. ................................. ................................. ............................ ........... 50

3.7

LINEAS DE FLUJO ................................. .................................................. .................................. ................................. ................................. ............................ ........... 51

3.7.1

Función de las líneas de flujo ............................... ................................................ .................................. ................................. ................... ... 51

3.7.2

Diseño de líneas de flujo............................... flujo................................................ ................................. ................................. ............................ ........... 51

3.7.3

Cálculo del flujo de una mezcla: ................................. ................................................. ................................. ............................... .............. 52

3.7.4

Cálculo de la densidad de flujo: ............................... ............................................... ................................. .................................. ................. 53

3.7.5

Determinación del diámetro interno: ................................. .................................................. .................................. ...................... ..... 53

3.8

MEDIDORES................................. ................................................. ................................. .................................. .................................. ................................. ................... ... 54

3.8.1

Medición de GN con placas de orificio .................................. ................................................... .................................. ................... .. 55

3.8.2

Medidores de flujo ultrasónicos para GN. ................................ ................................................ ................................. ................. 56

3.8.3

Medidores de flujo Coriolis para GN................................... GN................................................... .................................. ....................... ..... 57

3.9

TUBERIAS DE RECOLECCIÓN ................................. ................................................. ................................. .................................. ............................ ........... 59

3.9.1

Tuberías de acero : ................................. .................................................. .................................. ................................. ................................. ................. 59

3.9.2

Tuberías de aluminio: ............................... ................................................. ................................... ................................. .............................. .............. 60

3.10

SEPARADORES ............................... ................................................ .................................. .................................. ................................. ................................. ................. 61

3.10.1

Fundamentos De La Separación de Hidrocarburos.- ................................ ................................................. ................. 61

3.10.2

Uso de los separadores ................................ ................................................. ................................. ................................. ............................ ........... 64

3.10.3

Principios De Separación ................................. ................................................. ................................. .................................. ......................... ........ 64

3.10.4

Condiciones de separación ................................. ................................................. ................................. ................................. ...................... ...... 65

3.10.5

Proceso de separación............................... ................................................ .................................. ................................. .............................. .............. 65

3.10.6

Condiciones mecánicas del separador ................................ ................................................ .................................. ....................... ..... 66

3.10.7

Eficiencia del separador................................ separador................................................. ................................. ................................. ............................ ........... 70

3.10.8

Tipos de separadores ............................... ................................................. ................................... ................................. .............................. .............. 71

4

CONCLUSIÓN.................................. .................................................. ................................. ................................. ................................. .................................. ......................... ........ 73

5

BIBLIOGRAFIA................................. ................................................. ................................. ................................. ................................. .................................. ......................... ........ 74

1 CAPITULO ASPECTOS GENERALES 1.1

INTRODUCCION

Luego de haber cuantificado la disponibilidad del gas natural del campo y realizado la caracterización del mismo a través de sus propiedades físicoquímicas. Debemos analizar el diseño que permita la correcta captación y separación del gas natural que será enviado a plantas compresoras. En un campo petrolero los sistemas de recolección consisten en un conjunto de tuberías, equipos e instalaciones necesarias para movilizar el petróleo y gas producidos desde la cabeza del pozo hasta su destino final. Para poder controlar y manejar la llegada de los diferentes fluidos que se producen de un yacimiento, es necesario instalar una serie de válvulas y controles en la cabeza de cada uno de los pozos productores. En superficie cada pozo cuenta con una línea de flujo que conduce los fluidos hasta un sistema de separación líquidos  –gas y de este separador se desprenden los diferentes flujos hacia otros procesos y tratamiento. La recolección de los hidrocarburos que fluyen de los pozos productores hasta las facilidades de producción se efectúa mediante líneas y un conjunto de válvulas llamadas manifold múltiple de distribución o cabezal, que esencialmente consiste de dos o más líneas paralelas situadas en plano horizontal. Uno o más de estos colectores se utilizan para la producción general y el otro para la medición individual de los pozos. Los diámetros de cada uno de estos son diferentes en cada caso, puesto que su función es directa con los volúmenes de producción a manejar. Las líneas de descarga de los pozos a las facilidades, tiene en su entrada al manifold, válvulas de retención que impiden el retroceso del fluido en caso de existir una caída de presión brusca. Todas estas líneas se conectan transversalmente a los colectores e igualmente llevan en sus conexiones válvulas de compuertas de vástago desplazable, las que permiten realizar los movimientos necesarios para impedir que los pozos conectados al colector de producción o de grupo, puedan descargar su fluido al colector de medición o viceversa.

1

1.2

OBJETIVO GENERAL

Determinar los factores y los equipos que intervienen en el sistema de recolección del gas natural cumpliendo los requerimientos adecuados para los siguientes procesos. 1.3

OBJ ETIVOS ESPECÍFICOS

Desarrollar un sistema de recolección y transporte de gas natural que permite: Verificar que los procesos de separación sean eficientes (gas-petróleo  – agua) para hacer la medición fiscal y luego reinyectar a la línea de producción hacia la planta de tratamiento o en su defecto un sistema de distribución. 

Definir todos los parámetros que influyen en la recolección del gas natural. 

ahorrar la energía aportada por los yacimientos de gas, con la finalidad de alargar la vida de los mismos. 

Conocer los posibles tipos de problemas que pueden suceder en el sistema de recolección del gas natural. 

2

2 2.1

CAPITULO MARCO TEORICO

FLUIDOS TRANSPORTADOS EN LAS REDES DE RECOLECCIÓN.

2.1.1 Hidrocarburo Es un compuesto orgánico, ya sea líquido o gas que contiene carbono e hidrógeno (aceite crudo, condensados y gas natural), cuya densidad, punto de ignición y congelación se incrementa con el peso molecular. Aunque solamente están constituidos de dos elementos, existe una gran variedad de hidrocarburos, debido a la fuerte afinidad con otros átomos y con sí mismo. Las moléculas más pequeñas de hidrocarburos son gaseosas; las más grandes son sólidas. El petróleo es una mezcla de una gran variedad de hidrocarburos. 2.1.2  Aceite, crudo o p etról eo: Se le llama así al aceite que proviene de un yacimiento, al cual se envía a una batería de separación para retirarle cualquier gas asociado y procesarlo. El crudo siempre es acompañado por impurezas o contaminantes como el agua congénita, azufre, sales, metales, entre otros. La clasificación de los hidrocarburos está definida por su gravedad API, la cual es un indicio de su capacidad calorífica y del costo que tendrá su procesamiento para obtener derivados. Los hidrocarburos se pueden clasificar de acuerdo a los grados API en:

°API > 40 30 - 39.9 22 - 29.9 10 - 21.9 < 9.9

CLASIFICACIÓN Supe ligero Ligero Mediano Pesado Extra pesado

3

2.1.3 Condensados

Es una mezcla de hidrocarburos líquidos, relativamente ligeros y de baja presión de vapor que permanecen líquidos a condiciones estándar, los cuales tendrán alguna cantidad de propano y butano disueltos. A diferencia del aceite crudo, tienen poca o ninguna cantidad de hidrocarburos pesados. Hay tres fuentes principales de condensado: 1).- Los hidrocarburos líquidos que se separan cuando el gas natural es tratado. Este condensado típicamente consiste de C5 a C8. 2).- Los hidrocarburos líquidos provenientes del gas no asociado que son recuperados en la superficie. 3).- Los hidrocarburos líquidos que provienen de los yacimientos de gas y condensado. Estos pueden ser apenas distinguibles de un crudo ligero estabilizado. En general, es un producto claro, prácticamente incoloro a condiciones normales con gravedades API mayores a 45, y RGA de entre 5000 y 100000 unidades, anteriormente era usual llamar destilados a los condensados. 2.1.4 Gas Natural

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos, presentes en forma natural en alguna formación geológica en el subsuelo. El gas natural se constituye principalmente de metano (80% a 90%) y proporciones significativas de etano, propano y butano. Habrá siempre una cantidad de condensado y/o aceite asociado con el gas; además, siempre es acompañado por alguna porción de impurezas como el ácido sulfhídrico, vapor de agua, bióxido de carbono, entre otras. El término también es usado para designar el gas tratado que abastece a la industria, a los usuarios comerciales y domésticos y que tiene una calidad especificada. Existe también una clasificación para los gases hidrocarburos que están presentes en las instalaciones de petroleras de producción. 2.1.5 Gas pobre

Está formado principalmente por metano (85-90%) y pequeñas cantidades de componentes condensables. Es un gas con relativamente pocos hidrocarburos diferentes al metano. El poder calorífico es típicamente alrededor de 1,000 [Btu/SCF], a menos que esté presente una proporción significativa de gases

4

contaminantes que no sean hidrocarburos lo cual provoca que su poder calorífico disminuya.

2.1.6 Gas ri co

Gas predominantemente con metano, pero con una proporción relativamente alta de etano, propano y butano. Muchos de estos hidrocarburos pesados se separan para obtener apreciables cantidades de hidrocarburos líquidos. 2.1.7 Gas dulce Gas natural que contiene cantidades muy pequeñas de ácido sulfhídrico y/o bióxido de carbono. 2.1.8 Gas amargo

Gas natural que contiene cantidades significativas de ácido sulfhídrico y/o bióxido de carbono. 2.1.9  Agua d e fo rmación

El Agua asociada con la producción de crudo obtenida durante la extracción del mismo contiene una alta salinidad debido a las elevadas concentraciones de Na (sodio), Cl (cloro) y Ca (calcio) y puede contener concentraciones relativamente altas de metales normalmente insolubles, se puede hallar presente de diferentes maneras, según el grado de mezcla, es decir puede estar presente de forma libre o de manera emulsionada 2.1.10 Agua L ib re

Es el agua que se incorpora al crudo a causa de la agitación a la que está sometido durante el proceso de extracción del subsuelo. La mezcla es muy inestable y se mantendrá así mientras exista turbulencia. Dado que las fases no están en íntimo contacto, su separación requiere solamente un poco de reposo, por lo que los tiempos de decantación son relativamente cortos.

5

2.1.11 Agua Emul si on ada

A diferencia del agua libre, es la que permanece mezclada con el crudo sin separarse cuando se deja reposo. El tipo y cantidad de fluidos que maneja una instalación de producción, depende de las características del yacimiento de donde provienen dichos fluidos, ya que la composición de la mezcla de hidrocarburos varía de un yacimiento a otro. Por ejemplo puede haber instalaciones que prácticamente manejen sólo gas debido precisamente a que recolectan la producción de campos petroleros de gas seco, aunque normalmente se tendrá una pequeña producción de condensados. Por otro lado puede haber instalaciones que manejen muy poco gas y una gran cantidad de aceite debido a que la producción proviene de yacimientos de aceite extra pesado. Sin embargo, lo más usual es que en las instalaciones en donde se maneja la producción de hidrocarburos estén presentes tanto gas como aceite, y por supuesto el agua asociada.

2.1.12 Derecho de vía

En algunos casos el trazado de la ruta atraviesa propiedades particulares, haciendo necesario gestionar ante los propietarios la autorización para construir la parte que atraviesa la propiedad particular. El derecho de paso será de 20 metros de ancho como mínimo y debe permitir las operaciones de limpieza, zanjas, soldadura, cumpliendo todas las especificaciones. Diámetro (pulg adas) 4a8 10-18 20-36 42 o mayores

Derecho de vía (metro) 10 13 15 25

Se debe mantener la totalidad de la operación dentro de rango especificado. -

6

Se tendrá especial cuidado en el retiro oportuno de la basura y desperdicios genera si la situación lo amerita se construirán senderos para desplazamientos de vehículos y de personal. Debe protegerse el medio ambiente, preservando árboles, valles y toda área verde. -

Existirán

áreas

de

almacenamiento

de

tuberías

y

material.

7

2.2

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS.

Es fundamental conocer las propiedades del gas, el aceite y el agua, y las formas en que pueden obtenerse cada una de estas propiedades, ya que conforme nos vayamos adentrando en el diseño de las redes de recolección, veremos que los conceptos y definiciones vistos en el presente capitulo son de vital importancia para poder comprender los procesos de flujo en los ductos por donde se transporta la producción de hidrocarburos, puesto que las ecuaciones en las que se basa el diseño las redes de recolección necesitan como parámetros de entrada las propiedades de los fluidos, por esta razón es muy importante conocer cómo se obtienen las correlaciones de las propiedades de los fluidos, pues hay que buscar las que mejor se ajusten a nuestros casos de estudio. 2.2.1 Propiedades del gas.

El gas natural es una sustancia de origen fósil procedente de la descomposición de materia orgánica. Está atrapado bajo la superficie terrestre en extractos que han impedido su liberación a la atmosfera.se encuentra en la naturaleza en yacimientos subterráneos terrestres y marinos en forma de bolsa asociadas y no asociadas a yacimiento. El gas natural es una mezcla de hidrocarburos livianos en estado gaseoso. En su mayor parte está compuesta por metano y etano y en menor proporción por propano, butano, pentanos e hidrocarburos más pesados. Si el contenido de hidrocarburos de orden superior al metano es alto se denomina gas rico de lo contrario se conoce como gas seco .Las principales impurezas que puede contener la mezcla son vapores de agua, gas carbónico, nitrógeno, sulfuro de hidrogeno y helio entre otros. Las propiedades del gas tales como: Composición, gravedad específica, peso molecular promedio y poder calorífico varían de un yacimiento a otro. Es un combustible fósil, es incoloro e inodoro, es menos contaminante a comparación del gas licuado. Es beneficioso, tanto para la industria como para el uso doméstico ya que desempeña papeles importantes como un combustible energético. Es un gas seco y limpio

8

Su composición su gravedad específica, su peso molecular y su poder calorífico son diferentes a cada yacimiento. El rango de variación del poder calorífico está entre 900 y 1400 BTU/pc 2.2.2 Propiedades químicas del gas natural 

Peso molecul ar del gas (PMg)

Gravedad especifica (GE) GE= GE gas / GE aire GE = P.m. / PM aire Siendo el peso molecular del aire seco = 29 lb/ lb mol. Ambas relaciones son válidas y su unidad es adimensional 



Densi dad del gas

9



Viscosidad del gas

La viscosidad de los gases tendrá el siguiente comportamiento: A bajas presiones (menor a 1500 psi) un aumento de la temperatura  aumentara la viscosidad del gas A altas presiones (mayor a 1500 psi) un aumento de la temperatura  disminuye la viscosidad. A cualquier temperatura, si se aumenta la presión la viscosidad  aumenta. la viscosidad será mayor a medida que el gas posea componentes más  pesados. 

Factor v olumétrico de la formación del gas (Bg)

Parámetro que relaciona el volumen que ocupa un gas en condiciones de presión y temperatura del yacimiento con el volumen que ocupa la misma masa de gas en superficie a condiciones estándar (14.7 psia y 60 ºF



Volumen específico (V)

Es definido por el volumen ocupado por una masa de gas

10



Factor de compresibil idad del g as (Z)

Es un parámetro que mide la desviación de un gas real respecto del comportamiento que tendría como gas ideal. Un gas ideal es el que cumple que PV=n RT pues la ecuación que cumple un gas real es PV=Z n RT donde Z es el factor de comprensibilidad. Para hallar las propiedades pseudocriticas se pueden determinar a través de las composiciones molares de cada componente del gas natural o a través de la gravedad específica del mismo .Para determinar Z por la gráfica es necesario conocer algunos parámetros que se enuncian a continuación:

Con las propiedades pseudocriticas hallamos las pseudoreducidas y con estas el valor de Z

Ppr=  Tr= 

Para cuando el gas posee componentes no hidrocarburos será necesario introducir una corrección a las propiedades pseudocriticas, la cual se determinara por medio de las siguientes ecuaciones y obtenidas las propiedades pseureducidas, hallar el factor Z Ahora vamos a corregir por la presencia de sulfuro de hidrogeno y dióxido de carbono .El error E, se puede determinar gráficamente o analíticamente por la ecuación suministrada.

11

Con las correcciones ya hechas volvemos a le cálculo de las propiedades pseudocriticas y hallamos Z de la gráfica.

Ejercici o de factor de comprensibilid ad Se tiene un gas natural con las siguientes composiciones.  Determine su factor de comprensibilidad a 1000 psia y a 100º F

12

13

El Número Reynolds (NRe)

Este factor adimensional y proporcional al cociente entre las fuerzas dinámicas y las fuerzas viscosas El numerador del NR e depende de la velocidad promedio del fluido y por lo tanto tiene una estrecha relación con la energía cinética. Luego está ligado a las fuerzas dinámicas que se ponen en juego como consecuencia del movimiento. El denominador del NR e. Es la viscosidad de la cual dependen las fuerzas de resistencia que se oponen al movimiento. Los fenómenos dinámicos de los fluidos se pueden visualizar como situaciones complejas en las que hay un balance entre las fuerzas dinámicas que producen movimiento y las fuerzas viscosas que se oponen al movimiento

La import ancia del Número de Reynold s

Como investigador fue que encontró la existencia de valores de críticos en los parámetros adimensionales que definen la existencia del flujo laminar o turbulento. El parámetro conocido como número de Reynolds expresa la relación entre las fuerzas de inercia y las fuerzas de viscosidad. Cuando la relación es alta se generan turbulencias y se establece el flujo turbulento, esto tiene una gran importancia, para las ecuaciones de manejo de fluidos. La pérdida de presión se puede relacionar también con la caída de presión o gradiente de presión

La caída de presión

P 

En términos de gradiente de presión, se dice que en cualquier punto de una tubería está compuesta por: a.- Los efectos de la aceleración; b.- los efectos de la posición, y c.- Los Efectos de la fricción, todo esto se representa a través de la ecuación

 P   P   P   P            L Total   L  Aceleración   L  Posición  L  Fricción

En función del tipo de sistema en estudio, el ingeniero de procesos juzgará la importancia de la contribución de cada uno de los efectos sobre la caída de presión, y por lo tanto puede despreciar los términos de menor importancia.

14

Además es importante señalar que para cualquier fluido fluyendo en estado estacionario en tuberías o gasoductos de sección transversal invariable, el producto presión volumen (PV) es constante, luego los cambios en la densidad debido a los efectos de la temperatura y/o presión se compensan por los ajustes en la velocidad del fluido, luego se tiene que:

 P    V     PV      L     L   Aceleración  

Si el flujo fuese líquido, la velocidad se puede considerar constante y el término de aceleración se puede despreciar, pero cuando se trata de fluidos gaseosos, los Cuales se consideran fluidos compresibles, el cambio en la densidad del gas ocasiona variaciones en la velocidad, luego el término de aceleración debe de ser considerado, ahora el efecto de la posición sobre la caída de presión, se sustenta en lo siguiente. La elevación o inclinación de la tubería con respecto al plano horizontal produce cambios en la elevación por influencia de la fuerza de gravedad o simplemente influencia gravitatoria, que se representa a través de lo siguiente:

  g    P     Sen         L g     Posición   C   

Donde fluido

    es el ángulo de inclinación con respecto al plano horizontal. Si el  

 P   C  E  x   xLxsen       L  Posición

Dónde: (L) es la longitud de la sección inclinada de la tubería; fluido en el Sistema Británico de Unidades es (lb/PC),

   = densidad del C   = Factor de  E 

15

Conversión, si se está trabajando en el Sistema Británico de Unidades el factor 3 tiene un valor de 6,24 x 10  .

Efecto del Factor de Fricció n sobre la Caída de Presión

El efecto de la fricción sobre la caída de presión se fundamenta en lo siguiente. El flujo en tuberías siempre está acompañado por la fricción de las partículas del fluido con las paredes de la tubería ocasionando una pérdida de energía. Esta energía que se pierde se traduce en una caída de presión en la dirección del flujo, tal como en la actualidad son transportado por tuberías una gran cantidad de fluidos. Transporte de Gas por Gasoductos En el caso de transporte de gas por gasoductos, donde el fluido tiene que desplazarse en grandes distancias. Aquí, el gas fluye debido a la diferencia de presiones entre los extremos de un gasoducto. El flujo se ve afectado por la composición del gas, la diferencia de alturas sobre el nivel del mar, la temperatura así, como por las características físicas del gasoducto, como son el diámetro y la rugosidad de las paredes y la longitud del gasoducto. Las ecuaciones mencionadas se derivan de la misma fórmula básica, pero difieren en la selección de datos utilizadas para determinar los factores de fricción. Estos factores, por lo general se utilizan en las fórmulas de cálculo de caudal en forma simplificada para flujo compresible. Pero, hay que tener en cuenta, que si los mismos factores de Fricción de Weymouth y Panhandle se utilizan en la misma fórmula simplificada, los resultados obtenidos son idénticos. El factor de fricción de Weymouth es:

=

0,094  D

0 , 33

Tipos de Fluidos en el Transporte de Gas Natural El movimiento del gas natural dentro del gasoducto se clasifica en tres regímenes de flujo, en donde cada uno tiene una importancia, para el control operacional del proceso de transporte de gas

a.- Flujo Laminar,   que se presenta raramente en distribución de gas natural por gasoductos de diámetro reducido. El flujo laminar se produce en diversas situaciones, pero su característica fundamental es siempre la misma, las partículas del fluido siguen trayectorias que no se entrecruzan con las otras partículas. El flujo laminar ocurre a velocidades suficientemente bajas como

16

para que las fuerzas debidas a las viscosidades predominen obre las fuerzas de inercia. La diferencia de velocidad entre partículas adyacentes genera esfuerzos cortantes, por efecto de la viscosidad, que a su vez tienden a eliminar el movimiento relativo.

b.- Flujo Transicional,  que se presenta con frecuencia en distribución y raramente en transporte de gas natural.

c.- Flujo Turbulento,  que es el patrón de flujo más común en gasoductos de gran diámetro, a altas presiones y con grandes caudales, como es generalmente, en caso de transporte de gas natural. En este tipo de fluido se supone que el movimiento de un fluido se puede descomponer en un flujo medio con componentes de velocidad, las condiciones de flujo turbulento son un capítulo muy bien estudiado en la Mecánica de Fluidos.

17

3 3.1

DESARROLLO

ARBOL ITO DE PRODUCCIÓN

 Adaptado r

Es una herramienta usada para unir conexiones de diferentes dimensiones. Puede conectar dos bridas de diferente tamaño o una brida con una pieza roscada.

3.1.1 Estranguladores Superficiales a) Estrangulador Positivo.

Están diseñados de tal forma que los orificios van alojados en un receptáculo fijo (porta-estrangulador), del que deben ser extraídos para cambiar su diámetro. Las marcas más conocidas son: EPN, FIP, Cameron, y los hechizos que se fabrican en los talleres de máquinas y herramientas. El uso en la industria es amplio por su bajo costo y fácil aplicación.

18

b) Estrangulador ajustable.

En este tipo, se puede modificar el diámetro del orificio, sin retirarlo del portaestrangulador que lo contiene, mediante un dispositivo mecánico tipo revólver. Una variante de este tipo de estranguladores, es la llamada válvula de orificio múltiple. Tiene un principio de operación bastante sencillo, puesto que el simple desplazamiento de los orificios del elemento principal equivale a un nuevo diámetro de orificio, y este desplazamiento se logra con el giro de un mecanismo operado manual o automáticamente y de fácil ajuste. Dependiendo del tipo de estrangulador, se disponen con extremos roscados o con bridas y con presiones de trabajo entre 1500 y 15000 lb/pg2 .

La válvula maestra

Es la que controla todo el sistema con capacidad suficiente para soportar las presiones máximas del pozo. Debe ser del tipo de apertura máxima, con un claro (paso) igual o mayor al diámetro interior de la TP; para permitir el paso de diferentes herramientas, tales como los empacadores, pistolas para disparos de producción, etc. En pozos de alta presión se usan dos válvulas maestras conectadas en serie. A continuación de la válvula maestra se encuentra la conexión en cruz que sirve para bifurcar el flujo a los lados, provista de válvulas para su operación. A cada lado de la conexión están las válvulas laterales. Estas pueden ser del tipo de apertura restringida, con un diámetro nominal un poco menor al de la válvula maestra, sin que esto cause una caída de presión apreciable.

La válvula superior

Se localiza en la parte superior y sirve para controlar el registro de presiones leyéndose, cuando sea necesario, la presión de pozo cerrado y la de flujo a boca de pozo. Asimismo, la válvula superior sirve para efectuar operaciones posteriores a la terminación, tales como: desparafinamiento, registro de presiones de fondo fluyendo y cerrado, disparos, etc.

19

En operaciones que no se requiere interrumpir el flujo, se cierra la válvula y se coloca un lubricador para trabajar con presión; introduciendo en el cuerpo de éste las herramientas necesarias abriendo la válvula porta manómetro para permitir su paso. Las conexiones en rosca de las válvulas del árbol se usan para presiones máximas de 345 bares (4,992 lb/pg2 ), mientras que las conexiones en brida no tienen límite en cuanto a presión (recordando que la máxima presión de trabajo establecida por el API es de 1035 bares (14,796 lb/pg2 ). Las conexiones se requieren que tengan un cierre perfecto.

La toma de muestras en el árbol de válvulas generalmente se encuentra después del niple porta estrangulador. Esta consiste en una reducción (botella) de 2 a 1/2 pulgada, válvula de compuerta y una boquilla. Es importante que al efectuar la toma de muestras la válvula de 1/2” se abra un lapso moderado con el propósit o de limpiar la trampa que se forma en la reducción de 2 a 1/2”. En el

árbol de válvulas (navidad) también se encuentra el porta-estrangulador, estrangulador, la válvula de contrapresión y la válvula de seguridad.

Colgador de tubería de producció n

Se usa para proporcionar un sello entre la TP y el cabezal de la TP. Se coloca alrededor de la tubería de producción, se introduce en el nido y puede asegurarse por medio del candado del colgador. El peso de la tubería puede soportarse temporalmente con el colgador, pero el soporte permanente se proporciona roscando el extremo de la tubería con la brida adaptadora que se coloca en la parte superior del cabezal. Entonces el colgador actúa únicamente como sello.

20

3.2 SISTEMA DE REDES DE RECOLECCION 3.2.1 Redes De Recolecció n

Una red de recolección es un sistema hidráulico en donde se interconectan nodos por medio de tuberías. Existen dos tipos de nodos: Nodo unión : es un punto en la red en donde dos o más tramos de tubería se unen, por ejemplo un cabezal, o también puede ser cualquier punto sobre la tubería. Nodo de caudal : es un punto en la red de recolección donde el caudal entra o sale de la misma, a su vez el nodo de caudal puede ser de dos tipos:  Nodo fuente: nodo donde hay un aporte de caudal a la red, el nodo caudal es representado por los pozos. 

Nodo sumidero: nodo donde el caudal sale de la red, en este caso representado por el separador.

Tanto para el nodo fuente como sumidero se considera que su energía es constante, aunque en la realidad sabemos que la energía de los pozos varía con el tiempo y con las condiciones de operación Dicho de otra forma una red de recolección comprende los pozos, las líneas de descarga, los ductos y el separador. Fig. Esquema de una red de recolección

21

Es muy importante tener en cuenta que lo que ocurre en cualquier parte de la red, afecta a todos los elementos de la misma, por ejemplo, si un pozo incrementa su presión, este represionamiento afectará a los demás pozos, claro está que afectará en mayor o menor medida dependiendo de la distancia y la configuración de la red. Sólo para aclarar los términos empleados, se le llama línea de escurrimiento a toda tubería que lleve la producción de un sólo pozo, cuando en una tubería van mezcladas las corrientes de varios pozos se les da el nombre de oleo gasoductos. Las tuberías también son conocidas como líneas o ductos. Una vez descrita la infraestructura superficial que manejan la producción, sería oportuno definir cada uno de los fluidos, tanto gases como líquidos, que conforman la mezcla proveniente de los yacimientos petroleros, los cuales son transportados a través de las redes de recolección hasta las instalaciones donde se les procesa y almacena.

LINEAS TRONCALES

Las líneas troncales o también conocidas como gasoductos principales son los encargados de colectar el gas que viene directamente de las líneas de flujo o de los depuradores y lo transportan hasta la zona donde se le da el tratamiento final para cumplir con las especificaciones de entrega. El tamaño depende de la cantidad de gas total que va a transportar, 4, 6,8 y 10 pulgadas de diámetro nominal.

 ARREGLOS DE SISTEMAS DE RECOLECCION

Los sistemas más conocidos para arreglos de redes de recolección son el RADIAL y el AXIAL, dependen de la forma en que se instalaran las líneas procedentes de los pozos, con el propósito de centralizar la producción de fluidos en un solo punto denominado Batería, esto se hace para recolectar, separar, tratar, fiscalizar y bombear los fluidos comerciales producidos en el campo.

22

La selección del tipo de arreglo depende del número y ubicación de las baterías a implementar en el campo, y de los parámetros: . Potencial y extensión del yacimiento . Características litológicas de la formación, . Condiciones del terreno, características topográficas y estudios de suelos, . Presión de formación, . Características de los fluidos, . Análisis económico para verificar la rentabilidad del proyecto. La batería o facilidad de producción se debe ubicar en un punto centralizado respecto a los pozos productores, con el fin de obtener la mínima caída de presión entre el pozo y la unidad de producción o batería, además de los otros factores, como:

  Cercanía

de los pozos actuales o de aquellos que se tiene planeado

perforar  Se debe tener facilidad de acceso a las instalaciones  Disponibilidad de agua para lavado, sistema contra- incendio, agua para enfriamiento y agua potable   Disponibilidad y facilidad para la eliminación de desechos que pueden causar contaminación  Disponibilidad de fuentes de energía tales como combustibles y energía eléctrica para el funcionamiento de la batería  Lejanía a centros residenciales, rurales y urbanos.  ARREGLO RADIAL

En el arreglo radial de un sistema de recolección las líneas de flujo convergen a un punto central a través de una línea independiente que parte desde el cabezal de cada pozo hasta el múltiple de entrada en la batería. Para el caso de sistemas de recolección de gas, las líneas de flujo que parten del anular de cada pozo tiene como punto de convergencia la línea troncal del campo o un depurador, al cual llega el gas disuelto de los separadores y las líneas de flujo independientes de los pozos.

23

Sistema de recolección radial, para línea troncal como punto de convergencia.

Sistema de recolección radial, para un depurador como punto de convergencia.

24

 ARREGLO AXIAL

En el arreglo axial de un sistema de recolección se ubican varias subestaciones de recolección en donde los fluidos son conducidos a la estación central por líneas troncales. Utilizados en campos de gran extensión, o donde no es practico construir una planta de tratamiento en un punto central. Para sistemas de recolección de gas, las líneas de flujo provenientes del anular de cada pozo ya no tienen como punto de convergencia una línea troncal, sino a un colector al cual llegan las líneas de flujo de cada pozo que están localizados en un mismo clúster. Se puede tener más de un depurador al cual llegue el gas de los separadores y de las líneas de flujo independientes de cada pozo, para que posteriormente converjan en la línea troncal. Sistema de recolección axial, para línea troncal como punto de convergencia de un conjunto de colectores.

25

Sistema de recolección axial, para línea troncal como punto de convergencia de un conjunto de depuradores.

26

COMBINACION DE SISTEMA DE RECOLECCION: POZO-CENTRAL

COMBINACION DE SISTEMA DE RECOLECCION: POZO-CENTRAL

27

3.3 BATERÍAS COLECTORAS Se llama baterías a aquellas instalaciones cuyo objetivo es reunir las líneas provenientes de los pozos productores de gas. Las baterías colectoras es un conjunto de equipos e instalaciones que permiten recolectar los fluidos producidos por un grupo de pozos, para separarlos, medirlos y enviarlos a las plantas de tratamiento. Existen dos tipos de baterías:

Baterías tradicionales:  Separan el gas, el hidrocarburo y el agua proveniente del pozo, a una presión suficiente para llegar a la planta de tratamiento. 

Baterías Tipo Clúster: Colecta el gas de diferentes pozos en un manifold, y transporta el fluido en forma multifásica hasta la Planta, de tratamiento. 

28

3.3.1 Operaciones en un a batería  Pre-calentar

el fluido que ingresa, a fin de facilitar su movimiento dentro

de la batería.  Separar en forma primaria el gas de los líquidos (agua más petróleo) a fin de captar, medir y enviar a la red de gasoductos, el gas separado.   Calentar los fluidos (agua y petróleo), si es necesario, separados y bombearlos a las plantas de tratamiento.   Medir la producción de fluidos de todos los pozos en conjunto (líquido más gas)  Medir la producción de fluidos en forma individual de cada pozo.(líquidos más gas)   Inyectar productos químicos a los efectos de iniciar tratamientos de los fluidos.  Disponer de capacidad suficiente para cubrir necesidades de almacenaje temporal. 3.4

SISTEMA DE UN COLECTOR

3.4.1 Colectores o Manifold s:

Se trata de un conjunto de conexiones y válvulas que permitirán manejar en forma individual y/o conjunta el flujo que ingresa en la batería. Se compone de dos o tres líneas de válvulas, según la cantidad de destinos adicionales que se utilicen, de tal manera que el ingreso de un pozo se dirija a la línea general o a otra línea que va al sistema de control individual, rrecolectando de esta forma, los fluidos producidos pertenecientes a una estación recolectora de flujo. Estos múltiples están formados por dos o tres tubos, en instalaciones tanto en tierra como en lago, instalados en posición horizontal, paralelo uno respecto al otro y conectados a las líneas de flujo provenientes del pozo. En el punto de convergencia de la línea de flujo con el múltiple, se encuentra instalada una válvula para tomar muestra de crudo, una válvula de retención (check) para evitar el retorno del fluido en el caso de rotura de la línea de flujo y válvulas de compuerta, de bola o tapón, las cuales permiten cerrar o dejar pasar el flujo. El múltiple de recolección, tiene como función recibir el fluido bifásico (liquidogas) de los pozos que producen a una estación recolectora de flujo y permiten la facilidad de manejo de crudo, garantizando la selección de la dirección

29

deseada, del flujo a través de una de la válvulas instaladas en el múltiple, generalmente de usan de compuerta, de bola o tapón. 3.4.2 Clasificación d e los múltiples

En las estaciones recolectoras, los múltiples se clasifican de acuerdo ha su: 1.- temperatura de tr abajo  múltiple convencional ; Aquellos que reciben la producción de los pozos bajo las condiciones de presión y temperatura normal.  múltiple caliente;   Aquellos que tienen condiciones especiales para recibir fluidos con altas temperaturas provenientes de yacimientos sometidos a procesos de recuperación ( inyección de vapor) 2.- Presión de trabajo  múltipl e de baja presión ; reciben los fluidos de pozos que producen a baja presión.  múltipl e de alta presión ; reciben el fluido de pozos que producen a alta presión 3.- de acuerdo a su fo rma:   verticales   horizontales 3.4.3 Componentes del múltiple Líneas Producción general Ese tubo de mayor diámetro en el cual se recolecta toda la producción de los pozos que llegan a la estación, pueden ser de diferentes diámetros (6, 8 y 10 pulgadas), series y rangos de trabajo y su longitud depende del número de pozos que pueden recibir. 

Producción general ( baja presión y alta presión) Es la línea o tubo en el cual se recolecta la producción de los pozos que llegan a la estación recolectora de flujo; cuando en este existen dos etapas de separación se hace necesario considerar la presión de trabajo como es: baja presión y alta presión. 

30

Baja presión; Es la línea de producción general conectada a la entrada del separador de producción de baja presión (de 0 a 100 Lppc) que recibe la producción de aquellos pozos que requieren de una contra presión menor al fluido, debido a las condiciones del fluido.  Alta pr od uc ci ón ;   Es la línea de producción general que está conectada a la entrada del separador de producción de alta presión (100, 200 lppc) y recibe a una presión mayor la producción de los pozos capaces de fluir, motivado a las características del yacimiento. línea de prueba o producc ión ind ividual Se caracteriza por ser de menor diámetro que la línea o tubo de producción general; puede ser de diferente diámetro (2, 4 o 6 pulgadas), series y rango de trabajo y se utiliza para aislar la línea de producción general, con la finalidad de medir su producción individual. 

3.4.4 Válvu las Del Múlti ple

Una válvula se puede definir como un aparato mecánico con el cual se puede iniciar, detener o regular la circulación de líquidos o gases mediante una pieza movible que abre, cierra u obstruye en forma parcial uno o más orificios o conductos. Válvulas manuales  Válvulas Automáticas 

Son dispositivos construidos de diferente diámetro, series y rasgos de trabajo, cuya función es controlar el paso del flujo. 3.4.4.1 Válvulas Manuales

El funcionamientos de estas válvulas, requiere de una persona para realizar la operación de cerrarlas o abrirlas. Las más usadas en una estación de flujo son de compuerta, bola o tapón; la operación de esta válvula permite, cuando están completamiento abierta, que el fluido pase a través de ella con mínima restricción o perdida de presión. 

VALVULAS DE BOLA

Una válvula de bola, básicamente consiste de una bola con una apertura a través de ella que gira entre dos sellos, cuando el orificio es alineado con la

31

entrada y la salida, la válvula está abierta. Cuando la bola rota y el lado sólido de la misma son alineados con la entrada y la salida, la válvula está cerrada. Utiliza un sello esférico que reduce los problemas de des alineamiento. En su posición totalmente abierta tiene una caída de presión mínima y están configuradas para cuarto de vuelta tanto para hidrocarburos líquidos como gaseosos. Las válvulas de bola son generalmente usadas dentro de edificios o en espacios confinados porque son más compactas que las válvulas de compuerta. Las válvulas de bola se abren sin reducción en la sección de paso con una vuelta de 90 grados (ver figura adjunta). Estas son generalmente utilizadas como: • Válvulas de purga en líneas de hidrocarburos líquidos. • Válvulas automáticas o manuales en estaciones de medición. • Válvulas de bloqueo en las líneas principales.

Las válvulas de bola no son recomendadas para operaciones de aperturas parciales porque se pueden dañar los sellos de las mismas. Son usadas para operaciones con fluidos cuyas temperaturas son menores a 250°F.

32

Ventajas • Apertura completa sin restricciones (válvulas del mismo diámetro del ducto) • De fácil operación con presiones diferenciales altas en relación a las

válvulas de compuertas. • De relativo pequeño tamaño físico. • Bajo costo. • Alta capacidad. • Corte bidireccional. • Circulación en línea recta. • Pocas fugas.

Desventajas • No se puede reparar en línea • No apto para estrangulación de flujo • Las válvulas de bola son más susceptibles de daño por sólidos que pasen

hasta los asientos comparados con las válvulas de compuerta y de tapón lubricado. • Alta torsión para accion arla. • Susceptible al desgaste de sellos o empaquetaduras. • Propensa a la cavitación.

Los diferentes di seños de válvulas de bola, incluyen: • Cuerpos soldados versus cuerpos unidos por pernos • Entrada superior versus cuerpo separado • Brida montada versus bola flotante • Auto alivio versus asientos sin alivio

Principios d el sellado: • Dos independientes, con asientos flotantes que permiten sellar en ambas direcciones (“Double block”). • Cuerpo con drenaje o venteo que permite despresurizar el cuerpo de la válvula entre los asientos (“bleed”) • Primario: Asientos de metal con inserciones de asientos blandos • Secundario: Inyección de sellante • Número y localización de los puertos del  sellador dentro de los anillos de

asientos por válvula y modelo. • Varios ciclos son necesarios para distribuir el sellador alrededor de los

anillos de los asientos. • El sellador debe ser inyectado a baja presión

33

Inspección y Mantenimiento

Las válvulas de bola son generalmente de sellado-positivo. El mantenimiento para una válvula de bola incluye una regular lubricación con una apropiada grasa lubricante. Las directrices b ásicas para el mantenimiento cons isten en: • Rotación a 90 grados de apertura a cierre • Cerrar en el sentido de las manecillas de reloj. • Corregir la bola mediante un ajuste/alineación. Esto es fundamental para

lograr un buen sello en el asiento. • Mantenimiento de rutina para extender la vida de la válvula • Reali zar el mantenimiento de las válvulas en línea y bajo presión puede

ser peligroso, por lo que el personal a intervenir debe estar adecuadamente entrenado para ello. Procedimiento General: 

 

Prepare y verifique todas las herramientas a utilizar. Verifique que esté funcionando el calibrador de alta presión en su bomba de inyección correctamente. En caso de gas natural y fluidos con alta presión de vapor, verificar lo siguiente: o Verificar la dirección del viento Eliminar todas las fuentes de llama o generación de chispas, incluyendo la de vehículos.

34

 



Marque las posiciones originales de cada válvula; después del mantenimiento se debe retornar a las posiciones originales en las que se encontraban. Examine la válvula y determine la ubicación de todos los accesorios de la misma, confirme que estos accesorios se encuentren seguros.

Mantenimiento de rutina

Abrir el sistema de sellado de la válvula  Inyectar la cantidad requerida de lubricante a baja presión hasta llenar el mismo  Realizar el ciclo de apertura a cierre. Es posible que realice esta tarea varias veces hasta estar seguro que el sellador se expande completamente.  Examine en la válvula signos de corrosión o daño en la pintura o la capa. En base al estado de la válvula se puede programar un mantenimiento general después de algunos años de servicio, el cual incluye limpieza, relubricación, testeo de sellos, cambio de partes, etc. 



VALVULAS DE COMPUERTA

Las válvulas de compuerta son ampliamente usadas en gasoductos extensos para servicios de cierre/apertura (en/off). Estas válvulas son solamente operadas para cierre completo o apertura completa y son utilizadas cuando la dirección de flujo no cambia. Estas válvulas tienen baja caída de presión como resultado de un puerto abierto y de una resistencia baja al flujo. Las válvulas de compuerta son usadas para aislar otras instalaciones y son de costo bajo para operar y de fácil reparación. Las válvulas de compuerta consisten de una pieza plana de metal incluido dentro de un cuerpo adjuntado al operador de la válvula (ver figura adjunta). La válvula de compuerta es de vueltas múltiples, en la cual se cierra el orificio con un disco vertical de cara plana que se desliza en ángulos rectos sobre el asiento. Las válvulas de compuerta no son utilizadas como válvulas de control porque la variación de flujo podría dañar los sellos de las mismas.

35

Normalmente, las válvulas de compuerta son usadas en las siguientes situaciones: • En casos de una infrecuente operación • Como válvulas de bloqueo en sitios de válvulas, líneas laterales, válvulas

laterales, estaciones de medición y estaciones de bombeo y/o compresión. Ventajas: • Apertura completa • Reparable en línea • Alta ca pacidad • Cierre hermético • Buenas características de sellado bajo altas presiones diferenciales • Bajo costo

Desventajas: • Mucha dificultad para operar bajo altas presiones diferenciales • Tamaños físicos grandes • Produce cavitación con baja caída de presión • No conveniente para estrangular o restringir el flujo. La posición para

estrangulación producirá erosión del asiento y del disco • Susceptible a fugas en el vástago.

36

Inspección y mantenimiento • Inspecciones regulares y mantenimientos programados son llevados a

cabo para que las mismas operen en buenas condiciones. • Las válvulas de compuerta pueden llegar a ser apretadas y duras de

funcionar si no cuentan con un mantenimiento apropiado. • La acumulación de líquidos en el cuerpo de la válvula representa particularmente un problema en gasoductos y la acumulación de sólidos en un problema potencial en gasoductos y/o oleoductos. • Para el engrasado de los asientos y vástagos, deben utilizarse grasas

específicas para ello en cada periodo de mantenimiento. • Si el cuerpo sangra, se debe soplar abajo, en cada inspección para

eliminar una acumulación de líquidos en el cuerpo de válvula. • No cerrar nunca las llaves a la fuerza con la llave o una palanca. • Abrir las válvulas con lentitud para evitar el choque hidráulico en la

tubería. • Cerrar las válvulas con lentitud para ayudar a descargar los sedimentos y

mugre atrapados. • Corregir de inmediato las fugas por la empaquetadura

Procedimi ento General de Mantenimiento de Válvulas de Compuerta Procedimiento General: • Prepare y verifique todas las herramientas a utilizar. Verifique que esté

funcionando el calibrador de alta presión en su bomba de inyección correctamente. • En caso de gas natural y f luidos con alta presión de vapor, verificar lo siguiente: O Verificar la dirección del viento o Eliminar todas las fuentes de llama o generación de chispas, incluyendo la de vehículos. O Marque las posiciones originales de cada válvula; después del mantenimiento se debe retornar a las posiciones originales en las que se encontraban. • Examine la válvula y determine la ubicación de todos los accesorios de la

misma, confirme que estos accesorios se encuentren seguros.  A.

Mantenimien to de r utin a. • Rellenar el sistema de sellante del asiento con un lubricante/sellante

sintético normal. • Inyectar el lubricante requerido a baja presión.

37

• Mover la válvula desde su posición de totalmente ab ierta a totalmente

cerrada y luego volver a la posición de totalmente abierta. Este procedimiento debe ser repetido varias veces para separar el sellante y estar seguro que la válvula retorna fácilmente. osión (oxidación) o • Examinar la válvula para encontrar signos de corr osión algún daño a la pintura o a la capa. En base al estado de la válvula se puede programar un mantenimiento general después de algunos años de servicio, el cual incluye limpieza, relubricación, testeo de sellos, cambio de partes, etc. VALVULA TAPON Estas válvulas cuando están completamente abierta, permiten que el fluido pase a través de ella, sin ninguna restricción ni perdida de presión. Su cuerpo es de paredes gruesa y resistente a la presión ejercida por el sellante y a los esfuerzos normales o neumático, por ser los más de la línea. Tapón cónico, única parte móvil, está recubierta permanentemente con un material con bajísimo coeficiente de fricción, para impedir que se adhiera a el cuerpo de la válvula, permitiendo la facilidad de su operación. El material de recubrimiento es resistente a la mayoría de los gases y líquidos. 

3.4.4.2  AUTOMA  AUTOMATICA TICA

Tienen igual función que el resto de las válvulas, pero en forma automática. Son accionadas pro energía auxiliar y no por el hombre. Constan básicamente de dos partes que son: La Parte Parte Motriz Motri z O Actuado r Llamado también accionado o motor, pueden ser neumático, eléctrico o hidráulico. Los más usados son los de tipo eléctrico o neumático, por ser la más sencilla y de rápida actuación. Aproximadamente el 90% de las válvulas utilizadas en la industria son accionadas neumáticamente. Los actuados neumáticos utilizados en estación de flujo son a diafragma y a pistón. 

cuerp o de la válvula.cuerpo Está provisto de uno o dos obturadores o tapones los asientos y una seria de accesorios. 

38

La unión entre la válvula y la tubería, puede hacerse a través de bridas atornillas o roscadas directamente de la misma. El tapón es el encargado de bloquear o dejar pasar el fluido a través de válvula. El modo de control de esta válvula puede ser de dos posiciones (en y off), totalmente abierta o totalmente cerrada. Las válvulas de control tienen dos acciones: una directa y otra inversa Una válvula tiene acción directa, si al aplicarse aire sobre el diafragma esta tiende a cerrar. También se conoce esta acción como aire para cerrar, normalmente abierta o falla abierta. Una válvula tiene acción inversa, cuando al aplicársele aire u otro fluido tiende a abrir. Se le llama también: aire para abrir, normalmente cerrada o falla cerrada.

VÁL VULAS DE RETENCIÓN VÁLVULAS RETENCIÓN (CHECK (CHECK VAL VES) Es una válvula para servicio en una sola dirección. Se abre por el efecto de la acción del fluido y se cierra automáticamente cuando el flujo se detiene o su acción se efectúa en el sentido contrario (ver figura adjunta). La aplicación común de estas válvulas es proteger equipos rotatorios como compresores y turbinas. Existen dos tipos que pueden ser utilizadas en líneas principales: 

 

Válvula de doble efecto Válvula de chapaletas

39

Las válvulas check son normalmente de oscilación horizontal, existen también otros tipos, como ser:  válvula de retención de elevación, válvula de retención de doble disco, válvula de retención de pistón y válvula de retención de tobera. Las válvulas de retención tienen una relación de fugas permisibles según el API 598, estas son, normalmente, utilizadas con válvulas de compuerta para permitir la parada de flujo si es requerida. Cuando la check es instalada en un ducto horizontal, la cubierta de la válvula debe estar para arriba; sin embargo, cuando la válvula es instalada en ángulo, debe ser instalado para el flujo ascendente. Si una válvula check es instalada en un ducto que será mantenida mediante un chancheo, su diseño necesita ser tal, que permita que los chanchos lo atraviesen, para cierto tipo de chanchos y de herramientas de inspección en línea, la chapaleta debe ser diseñada para que puede ser bloqueado al abrirse para permitir que el cerdo o la herramienta pase sin provocar daño en las mismas.

Los problemas comunes referidos a estas estas válvulas son : • Fugas tanto en la cubierta como en las juntas: Esto es generalmente debido a los pernos incorrectamente apretados de la cubierta y puede arreglarse mediante el reemplazo de las empaquetaduras o juntas y reinstalación de la cubierta con el esfuerzo de torsión apropiado. • Fugas a través de los asientos:   Esto es generalmente debido a que la superficie del asiento se halle gastada o dañada, una bisagra dañada o un disco que no esté bastante libre en la bisagra debe alinearse contra el asiento del cuerpo para solucionar las fugas.

40

3.5

VALVULA SELECTORA MULTIPUERTO O VSM

La Válvula Selectora Multipuerto (VSM) es un SISTEMA SELECTOR DE POZOS DE PRUEBA, que funciona como un manifold compacto ofreciendo una manera sencilla y segura de seleccionar los pozos que se desean conectar con el Medidor Multifásico o con el Separador de Prueba. Posee ocho (8) entradas para conectar los pozos de producción, y dos (2) salidas: una común para producción y una salida seleccionable para prueba. Con esta configuración se pueden conectar hasta siete (7) pozos, ya que una de las entradas se reserva para el reajuste del sello en campo, y para evitar tener en todo momento un pozo conectado a prueba. De esta manera, usando el sistema de posicionamiento Manual o Inteligente del rotor, se puede enviar individualmente cada uno de los pozos a la salida de prueba, mientras los seis restantes siguen produciendo por la salida de grupo. Los materiales de construcción del cuerpo de la válvula son: Cuerpo ASTM A216 WCB Tapa Bonete: Acero forjado Elemento Sello: PTFE + Carbono O´Rings: AFLAS. Tornilleria: ASTM A 193 B7, tuercas A 194 2H. Temperatura de operación 200º C (392ºF) Recubrimiento optativo en electronless nickel (ENP)

41

El Sistema de Posicionamiento se provee en dos versiones: Inteligente o Manual. La versión Inteligente tiene dos modelo, el modelo Standard y el Compacto. La versión Manual de Posicionador   consiste en una palanca, con un sistema de traba mecánica calibrado para asegurar el posicionamiento del rotor con la tolerancia requerida. Resulta una solución atractiva para aquellos usuarios que no desean una instalación automatizada, pero la proyectan para el futuro; el costo de instalación del manifold multipuerto es menor que la instalación del manifold convencional, y se conservan los mismos beneficios en los aspectos de operación, mantenimiento y conservación del medio ambiente. La conversión del sistema Manual al Inteligente puede ser realizada en cualquier momento ya que la Válvula Selectora Multipuerto tiene un diseño modular. Instalar el actuador Inteligente a la válvula manual no supera el costo inicial de la válvula automatizada. En la versión del Posicionador Inteligente, la Válvula Selectora Multipuerto es un Sistema Mecánico - Electrónico (Mecatrónico) de selección de pozo para prueba. ¿Por qué decimos mecatrónico? Porque su rendimiento mecánico está íntimamente ligado a la calidad del control electrónico de posicionamiento, y de cómo este mantiene la calibración. La vida útil del sello del rotor selector depende fundamentalmente de que esté perfectamente alineado con el puerto de entrada de fluido; si estuviera desalineado y permitiera alguna pequeña fuga el sello se podría dañar y perder la hermeticidad; y en casos de fluidos algo abrasivos, llegar a lavar la superficie de sello del cuerpo de la VSM. O sea que el sistema electrónico de posicionamiento debe ser absolutamente confiable, y con repetitividad a lo largo del tiempo. Las medidas standart de la VSM son: ENTRADAS SALIDAS Series ASME

2”

2”

2”

3”

3”

4”

4”

4”

4”

4”

6”

6”

8”

8”

300

600

900

300

600

300

600

Posicionador Inteligente Válvula Selectora Multipuerto

El Posicionador se provee en dos modelos: Standard   que cuenta con una Caja de Control separada, y el Compacto  que va montado completo sobre el cuerpo de la VSM. Ambos cuentan con una caja de reducción de dos etapas, un motor eléctrico, un sistema de comando y protección del motor, un

42

dispositivo de medición del recorrido angular del rotor, dos puertos seriales que permiten establecer comunicación con un sistema supervisorio a distancia (SCADA), una interfaz hombre máquina y un mecanismo de operación manual de la Válvula en caso de falla en el suministro de la energía eléctrica.

Actuador Compact

Actuador standar

43

Las siguientes son las variables que maneja el sistema de control de la VSM:  Indica

la indefinición de puerto cuando se ha perdido la calibración  Indica la falla de pulso y de cero en la señal del encoder  Posee un programa de auto calibración en caso de fallas varias  Indica el tipo de falla por la que se ha parado la operación  Posee una parada de emergencia local  Permite la inicialización y el reseteo remoto  Tiene una protección contra tiempo excesivo de uso del motor  Código de acceso para calibración y para operación local  Indicación por pantalla de las operaciones que realiza  Preselección de un puerto en un solo paso  Autoposicionamiento en puerto ciego en caso de falla grave  Memoria para posicionamiento seguro aún después de falla  Control de tiempo de movimiento entre puertos para detección de problemas mecánicos o eléctricos  Operación remota con todas las funciones e indicaciones  Comunicación remota con protocolo MODBUS RTU u otra plataforma que el cliente necesite  Programa respaldado en memoria EEPROM.  Memoria RAM con batería recargable para 30 días  Posibilidad de montar en tamden hasta 4 VSM con un solo control (sólo para el modelo de Posicionador Inteligente STANDARD)

44

3.5.1 Los Compon entes Del Actu ador Para La Válvula Selectora Multipuerto  La caja

reductora.  El sistema de control.  El motor eléctrico.  La interfaz hombre maquina. 3.5.1.1

Caja Reductora

La caja reductora es de dos etapas, conformada por engranajes, sinfín corona, piñones y ejes, de bajo rozamiento y funcionamiento silencioso, los cuales están fabricados en aleaciones adecuadas para resistir altos esfuerzos, ensamblados en una sola pieza rígida con acabados externos en epoxi que le confieren una elevada resistencia al medio ambiente, diseñada para transmitir de manera eficiente la potencia del motor eléctrico al eje de la válvula selectora multipuerto y con un depósito de aceite sintético llenado en fabrica que tiene por finalidad disipar el calor, disminuir los efectos de rozamiento y garantizar bajos niveles de ruido. 3.5.1.2

Sistema De Control

El sistema de control está conformado por un encoder incremental y un controlador lógico programable (PLC), el encoder permite medir el recorrido del rotor con una resolución de 0,4 grados. El componente principal del sistema de control del actuador es un PLC de última generación equipado con dos puertos seriales RS485, 32KB de memoria de programación en lenguaje de alto nivel y un display para el operador. Este controlador forma parte integral del posicionador y se puede comunicar con un PLC maestro propiedad del usuario, en el protocolo de su elección. 3.5.1.3

Motor Electrico

El motor eléctrico es monofásico o trifásico Explosión Proof NEMA Frame 56C, alimentado 115V a.c. 60Hz apto para trabajar en ambientes clasificados Clase 1, Div 2. Grupos C y D. Este motor gira a 1725 rpm y a través de la caja reductora le imprime una velocidad de 1,43 rpm al rotor de la VMP.

45

3.5.1.4

Interface Hombre Maqui na (Hmi).

Las interface entre el operador y el actuador (HMI) se logran mediante el display alfa numérico, dos pulsantes y un selector, de esta forma se puede lograr una operación manual, local y otra romota dependiendo de las necesidades del usuario. Por otra parte la HMI permite, en el modelo Compacto   la calibración de la válvula de manera no intrusiva (Unintrusive setting system concept), esto quiere decir que la calibración de los parámetros de ajuste del actuador eléctrico, pueden ser hechos sin necesidad de abrir, destapar o intervenir el equipo. 3.5.2 Operación Válvula Selectora Multipuerto 3.5.2.1

Manual

La operación manual de la válvula se realiza accionando un volante acoplado a la caja reductora, este volante tiene un mecanismo que desacopla el volante del eje de la caja reductora cuando el motor se encuentra en servicio, evitando que el mismo gire. 3.5.2.2

Operación Inteligente Modo Local

Para la operación en sitio se ubica el selector de tres posiciones identificado como “LOCAL-CALIBRACIÓN-REMOTO” en la posición identificada como “LOCAL”, la leyenda "LOCAL"  en la pantalla confirman su selección. La selección del pozo que se quiere llevar a prueba se realiza presionando los pulsantes identificados como “+” y “-”. Por ejemplo, si en el momento de iniciar la selección el pozo que está en prueba es el número 5 y se requiere que entre a prueba el pozo 3, se debe presionar el pulsante “-”; manteniendo presionado este botón se iniciará un descenso en el indicador del puerto, cada segundo que se mantenga activado el pulsante disminuye una unidad al valor inicial. Si en lugar de querer ir al puerto 3 se quiere ir al puerto 7 se debe presionar el pulsante identificado “+” para que el N° de puerto se incremente en una unidad cada segundo. Cuando se logra el valor deseado se suelta el pulsante , la leyenda de la pantalla cambiará indicando que se está buscando el puerto seleccionado y la válvula se accionará, la pantalla indicará que el rotor

46

se dirige al puerto seleccionado y luego se detendrá en el puerto. Al llegar a su posición la pantalla informará el puerto alcanzado y el modo de operación. En el modelo de Posicionador COMPACTO, pulsando momentáneamente los dos pulsantes a la vez se fuerza un ciclo de calibración que busca el puerto inicial en el que se detendrá. En caso de corte de energía, al restituirse ésta, la Válvula mantendrá la posición previa. En el modelo de Posicionador STANDARD, todo el sistema eléctrico de potencia y el sistema electrónico de control van montados en una caja separada NEMA 4x o en Caja Contra Explosión. Es el modelo ideal para operaciones en tierra donde se requiere controlar más de una VSM con una sola caja de control. La operación de calibración requiere la apertura de la puerta para acceder a la pantalle Magelis donde se realizan las operaciones de calibración. La operación local de selección de puertos se realiza con los pulsadores externos.  Advertencia: Cuando está seleccionado el modo LOCAL , la válvula hace caso omiso a instrucciones recibidas a través del puerto de comunicación remota, de la misma forma cuando la válvula está seleccionada en modo REMOTO  hará caso omiso a instrucciones recibidas del panel de control local. El cambio de posición de LOCAL a  REMOTO y viceversa solo podrá ser realizado en el tablero de control local. 3.5.2.3

Operación Inteligente Modo Remoto

Para la operación a distancia se ubica el selector de tres posiciones en la posición “REMOTO”. De esta manera el mando funcionará vía puerto de comunicaciones a través de cableado externo. Esta operación se realiza a través de un bus de comunicación, que puede ser especificado de acuerdo a las necesidades del cliente; el estándar de fábrica es el Protocolo MODBUS RTU. y en el posicionador el conector es un bloque de tres terminales. En una red Modbus RTU el bus de comunicación se compone de un maestro y varios esclavos, la red se puede implementar con un cable de un par trenzado apantallado calibre 18 AWG.

47

 Alarmas .

La indicación de alarma local puede ser activada por tres fallas que se demostrarán por el encendido parpadeaste del indicador rojo de "ALARMA" . 1.Térmico del motor disparado.

Se emitirá un mensaje ”ALARMA”  a través del display. Para reconocer la alarma se debe presionar simultáneamente los dos pulsantes “+” y “-” en modo local, no es necesario destapar el actuador para ponerlo en servicio nuevamente, ya que el relé térmico tiene auto reset, por lo que solo es necesario pulsar de manera independiente el botón “+” o “-” para seleccionar el puerto a prueba.

2. Tiempo de funcionamiento del motor máximo.

Debe ser verificada la causa antes de proceder al reseteo de la misma forma que en el caso anterior. Ver tabla de diagnóstico de fallas. 3. Falta de Pulsos del Decodificador.

Conexión de decodificador incorrecta o decodificador dañado. Reconocer la alarma apretando simultáneamente los dos pulsantes “+” y “-” en modo local. Verificar las conexiones, verificar voltaje de la fuente de alimentación, verificar estado de los cables y conectores.

48

3.6

DISEÑO DE UN COLECTOR, CONSIDERACIONES:

Condiciones topográficas  Diámetro de las líneas  Tamaño de las líneas.   Balance económico entre tamaño de líneas y potencia(presión) de transmisión necesaria   Presión de transmisión disponible inicialmente dependiendo de la presión de operación de los separadores 

3.6.1 La topografía

Del terreno no solo tiene mucho que ver con la disposición del sistema de recolección, sino que influye en la selección del sitio para la planta deshidratadora, centro de almacenamiento o punto de distribución con los que se debe conectar, Por lo cual es necesario contar con un plano topográfico de la localidad. Comúnmente, el sistema de recolección va creciendo a medida que se van ampliando las operaciones de perforación y eventualmente parece mal diseñado o inadecuado para las necesidades de la localización al aproximarse a su desarrollo completo, necesitando tal vez costosos reacondicionamientos o duplicación de líneas. Puesto que un campo es generalmente un área probada, perforando primero pozos en los límites, pronto quedará rodeado por una línea de recolección principal con ramales que se extienden a los tanques de almacenamiento. 3.6.2 Las líneas colectoras

Deben enterrarse o aislarse adecuadamente para evitar variaciones de temperatura, cambios diarios de temperatura hasta de más de 27.5 ºC pueden ocurrir en líneas superficiales no protegidas, mientras que en las líneas enterradas 1.20 m abajo de la superficie de la tierra, la variación de temperatura puede reducirse a sólo 0.55 ºC. También se debe instalar una red de protección catódica para así preservar la integridad de las tuberías por largo tiempo Las tuberías de recolección deben tenderse con un gradiente tan uniforme como sea posible, evitando irregularidades de declive que pueden producir caídas de presión y dejar aceite atrapado en los puntos bajos y gas en los puntos altos.

49

Cuando las tuberías cruzan caminos o carreteras transitados por vehículos pesados, deben enterrarse profundamente para evitar aplastamiento, doblez o vibración indebida que podría aflojar juntas y ocasionar fugas. Se insertan en las líneas, válvulas de retención siempre que sea necesario para evitar flujo en sentido inverso. Las líneas colectoras son conectadas a una tubería múltiple adecuada con válvulas y accesorios que permitan dirigir la entrega del aceite a cualquier tanque colector en el sistema de almacenamiento. En circunstancias en las que no se pueda aprovechar la fuerza de gravedad para transportar el aceite a través del sistema de recolección se deben utilizar bombas. Como es necesario un sistema de recolección de aceite, así también es necesario un sistema de recolección de gas para transportarlo ya sea de los pozos o de los separadores a la planta de extracción de componentes ligeros o a la planta de compresoras donde es comprimido para su transmisión a gasoductos o para reinyección dentro de los pozos de bombeo neumático, o máquinas de gas como combustible para accionar equipo de bombeo o generadores de energía. Para este objeto, se usan tuberías de tamaño apropiado, diseñadas para tener capacidad para el volumen de gas que se va a transportar a la presión deseada. Estratégicamente situadas las líneas principales de gas, comunicadas entre sí, se extienden a diferentes porciones del campo, y ramales de menor diámetro conectan éstas con cada pozo. Al planear la disposición de los sistemas de recolección y distribución de gas será conveniente disponer de un plano topográfico de la localización. Este plano sugerirá rutas que pueden seguir convenientemente las líneas troncales de recolección de gas y por los ramales que conectan a estas con los separadores. 3.6.3 La economía

El costo inicial y costo de operación requiere que las líneas colectoras sean lo más cortas posibles. Se debe buscar un balance económico entre el costo de instalación y el de operación del sistema de recolección de gas. Las líneas de mayor diámetro son de mayor costo en inversión inicial, pero transportan gas con menores pérdidas de presión que las líneas de menor diámetro y, por lo tanto, son más satisfactorias desde el punto de vista de operación. Los diámetros de tubería que puedan usarse dependen de la presión mantenida en los separadores, la presión de entrega necesaria y la caída de presión permitida.

50

3.7

LINEAS DE FLUJO

Se denominan líneas 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 lo general a lo largo de la línea de flujo la velocidad del elemento varia tanto en magnitud como en dirección, si todo elemento por un punto dado sigue la misma trayectoria que los elementos precedentes se dice que el flujo es estacionario. En este sistema también se incluye el gas disuelto que sale de los separadores. Su tamaño depende de la tasa de producción diaria de cada pozo, 2, 3 y 4 pulgadas de diámetro nominal. El gas también puede ser llevado directamente a una línea troncal. 3.7.1 Funci ón de las líneas de flujo Tienen como función conducir el fluido desde el pozo hasta la estación respectiva. Son fabricadas en diferentes diámetros, series y rango de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones de flujo del sistema. Pueden ser construidas e instaladas:  De junta a brida  De junta soldada  De cuello y rosca 3.7.2 Diseño de líneas de flujo En el diseño de las líneas de flujo se calculan principalmente lo siguiente: La caída de presió n a lo largo de las líneas de flujo Las principales caídas de presión en el sistema integral de producción se dan en la tubería de producción, y de la línea de descarga cuando esta es demasiado extensa, por lo tanto es de vital importancia para los ingenieros de producción contar con herramientas adecuadas para predecir las caídas de presión de esta manera optimizar el diseño de los pozos, con el objetivo de maximizar la vida productiva de cada uno de ellos. Para cumplir con este objetivo muchos investigadores se han dado a la tarea de desarrollar correlaciones para flujo multifario con base en la experimentación. 

51

Los tres principales componentes que gobiernan las caídas de presión en tuberías para cualquier tipo de fluido y cualquier dirección de flujo son:  Perdidas

por elevación  Perdidas por fricción  Perdida por aceleración Para flujo vertical o direccional las caídas de presión por elevación son las más significativas y para flujo horizontal las caídas de presión por fricción son las que predominan. 

Los espesores ópti mos del tipo de material a usar con siderando las presiones de trabajo.

Son fabricadas en diferentes diámetros, series y rango de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones de flujo del sistema. Pueden ser construidas e instaladas:   



De junta a brida De junta soldada De cuello y rosca

Los si stemas de protección.

Medidas preventivas en el tendido de tubería de flujo son:  Proteger y revestir en forma adecuada para prevenir la corrosión  Evitar el contacto de tuberías directamente con el suelo , utilizando soportes de madera , concreto de goma   Usar mangas de aislamiento en sectores donde existan cruces de tuberías , para evitar el choque de las mismas 3.7.3 Cálculo del flujo de una mezcla:

Dónde:

=+,  (..)

 1=

= caudal de gas. MMSCFD  = Caudal de líquido. BPD  Gravedad especifica del gas (S.G.) = Gravedad especifica del liquido W= Flujo de la mezcla en lb/hr

52

3.7.4 Cálculo de la densidad de flujo:

Dónde:

() ∗+.∗∗∗  = .∗+∗∗

P = Presión de operación, psia. R = Relación Gas/Liquido ft3/bbl T = Temperatura de operación, °R 3.7.5 Determinación d el diámetro interno: Consideraciones: El sistema no realiza ni recibe ningún trabajo  El flujo es isotérmico y se comporta de acuerdo a la Ley de Boyle.  La diferencia neta de nivel en la tubería es despreciable (flujo  horizontal) Los cambios de energía cinética se consideran despreciable 

Dónde:

=  

Qg= Caudal de gas, MMSCFD T = Temperatura, °R P = Presión, psia V = Velocidad del Flujo, ft/s d = Diámetro, in Velocidad de erosión

Es común que se registre un mayor desgaste en las paredes de los gasoductos que en el de los oleoductos. Esto se debe al alto poder erosivo del gas, que se acentúa a altas velocidades, en el caso de los oleoductos el daño prácticamente es nulo a menos que se incremente la relación gas líquido. El gas se desplaza considerablemente más rápido que el líquido debido a que su viscosidad es muy baja lo cual provoca que no haya una oposición fuerte al flujo como en el caso de los líquidos que son más viscosos, además a lo largo de los ductos el gas se va expandiendo lo cual provoca un impulso extra para que el gas fluya y alcance mayores velocidades.

53

El flujo erosivo ocurre cuando las gotas de líquido o los sólidos que arrastra la corriente de hidrocarburos impactan las paredes de la tubería provocando pequeñas horadaciones que exponen el metal a los fluidos provocando así corrosión, y entre más fuerte sea el impacto es más probable que el metal se erosione. Un incremento en la velocidad del fluido provoca precisamente un mayor impacto de las partículas contra el metal. La velocidad a la cual ocurre la erosión no se ha podido determinar de manera exacta pues la presencia de sólidos en el flujo puede provocarla a bajas velocidades. Sin embargo una serie de experimentos en sistemas de flujo multifásico indican que la erosión ocurre cuando la velocidad de flujo excede el valor dado por la siguiente expresión:

Dónde: ve = velocidad de erosión [ft/seg]

= √ 

ρg = densidad del gas [lb/ft3].

C =constante empírica. Antes de 1990 el API sugería un valor de 100 para C en el caso de ductos de uso continuo, y un valor de 125 para ductos de uso intermitente. Estudios de campo indican que pueden usarse valores de C mayores a 100 si la corrosión es controlada3 (con inhibidores u otros medios). A partir de 1990 el API sugiere que pueden ser usados valores de entre 150 y 200 para ductos de uso continuo que no presentan corrosión o si ésta es controlada tomando en cuenta que hay solidos presentes en la corriente de hidrocarburos. Para uso continuo sin presencia de sólidos pueden usarse valores de C mayores a 250. Cuando se predice la producción de arena, la velocidad de flujo puede ser reducida y debe ser monitoreado el espesor de la pared periódicamente. 3.8

MEDIDORES

Cuando cada pozo produce grandes cantidades de gas y se mantienen registros adecuados de producción, es necesario proporcionar un medidor y regulador de presión en la conexión lateral a cada pozo. Los medidores de orificio son los equipos preferidos para este servicio, mientras que el regulador de presión, colocado corriente abajo del medidor, puede ser del tipo de diafragma flotante o de resorte con pesas.

54

3.8.1 Medición de GN con placas de or ificio

Es el medidor más usado cuando se trata de medir volúmenes grandes de gas. Como ya se dijo es un medidor de diferencial de .presión y consiste fundamentalmente en una lámina que posee un orificio a través del cual pasa el gas. Ventajas  Bien

Documentado en normas y estándares.  Tiene amplia aceptación y es muy conocido a través de la industria en cuanto a requisitos para uso y mantenimiento.  Costos de adquisición y mantenimiento relativamente bajos.  No tiene partes móviles en contacto con la corriente de fluido.   Cuando se instala de acuerdo con los procedimientos estándares no requiere calibraciones diferentes de las que confirmen las tolerancias mecánicas al momento de comprarlo y durante su uso.  Bajos costos de reemplazo. Desventajas. 

Perdidas de presión relativamente altas especialmente cuando la

relación β es pequeña.  Mas

sensitivo a las perturbaciones de flujo a valores altos de beta que otros medidores.  EI modelo de flujo en el medidor hace que el medidor no remueva los depósitos de sólidos en sus alrededores. Incluso con la introducción de opciones de medición más nuevas y más precisas, los medidores de orificio todavía se utilizan ampliamente en la industria del gas natural. En el futuro previsible, los medidores de orificio seguirán desempeñando un papel importante en la medición de gas natural. Futuras mejoras a medidores de orificio podrían incluir un mayor uso de los métodos de diagnóstico para identificar las situaciones operacionales comunes que pueden introducir errores de medición. Ejemplos de condiciones de campo que pueden causar un error en la medición de flujo, incluyen líquido en la corriente de flujo (por ejemplo, aceite del compresor, condensado de hidrocarburos, agua, etc.), los depósitos de grasa en la placa de orificio, pulsaciones en el flujo, una placa de orificios

55

instalada al revés, una placa doblada, mellas o muescas en la perforación de orificios borde de ataque, etc. 3.8.2 Medidores d e flujo ultrasónico s p ara GN.

Un medidor ultrasónico usado para medición de gas, es el conocido como medidor ultrasónico de tiempo de tránsito el cual consta de dos sensores ubicados en lados opuestos de la tubería y conectados entre sí, la recta que los une hace un determinado ángulo con el eje de la tubería y por lo tanto con la dirección de flujo del gas. Uno de los sensores emite vibraciones que se propagan a través del gas y llegan al otro, y la ubicación de los sensores es tal que cuando la velocidad va del emisor al sensor tiene una componente en la misma dirección de la velocidad del gas; se mide el tiempo que tarda en recorrer la perturbación la distancia del emisor al sensor y este tiempo se conoce como tiempo de desplazamiento corriente abajo. AI llegar la señal al sensor re refleja y vuelve al sensor que la genera y en este caso la velocidad de propagación tiene una componente en la dirección contraria a la velocidad del gas; se mide el tiempo que tarda la onda reflejada en ir del sensor al emisor de la perturbación y este tiempo se conoce como tiempo de desplazamiento corriente arriba. Con las mediciones es posible llegar a conocer la velocidad del gas y conociendo el área de la tubería y el ángulo que hacen el eje de la tubería con la línea que une los dos sensores y la longitud de la línea se une los dos sensores y la longitud de esta línea se puede conocer la tasa de flujo del gas. Ventajas  

No presenta caídas de presión porque no tiene reducciones en la tubería.  La instalación es simple y poco costosa.  Puede manejar un rango amplio de tasas de flujo.  No tiene partes móviles en contacto con el fluido calibración fácil. Desventajas  Requiere

potencia para su funcionamiento.  Alto costo inicial   Requiere secciones rectificadoras antes y después de la restricción para tener un perfil de velocidades estable en el fluido al pasar por el medidor

56

Los medidores de flujo ultrasónico comenzaron a ganar protagonismo en las aplicaciones de flujo de gas natural de alta capacidad entre principios y mediados de 1990. Sin embargo, su uso para aplicaciones de transferencia de custodia era limitada debido a la falta de un estándar de la industria que podría hacer referencia en los contratos de venta de gas natural. En 1994, el Comité de Transmisión de medición (TMC) de la Asociación Americana de Gas (AGA) se propuso remediar esa situación. La AGA TMC publicó una Nota Ingeniería Técnica en mayo de 1996 y una práctica recomendada en junio de 1998, la AGA No. 9. Uno de los primeros resultados de la investigación era que medidores ultrasónicos eran muy sensibles a la forma del perfil de velocidad del flujo que pasa a través del medidor, lo que obligó a utilizar correctores de flujo.

3.8.3 Medidores de flu jo Coriolis para GN.

En los medidores de efecto de Coriolis se emplea un movimiento oscilatorio en lugar de uno de rotación. Un tubo en U por el que circula el fluido se pone en oscilación mediante una bobina excitadora que lo mantiene vibrando en su frecuencia natural de oscilación, normalmente unos 80 kHz. Cuando hay flujo a través del tubo la masa circulante produce un efecto de Coriolis que desacelera la oscilación en la entrada y la acelera en la salida. Par lo tanto se produce un efecto de bamboleo en el tubo que se traduce en una diferencia de fase en el movimiento oscilatorio entre el sector de entrada y el sector de salida. Esta diferencia de fase que es detectada por dos detectores es proporcional a la fuerza de Coriolis que es a la vez proporcional al caudal másico.

57

EI principio de funcionamiento es independiente de la presión, temperatura, viscosidad del fluido o perfil de velocidades de flujo, lo que representa una apreciable ventaja sobre los demás dispositivos de medición. Como miden directamente peso, si se desea medir volumen es necesario hacer correcciones por densidad a las condiciones base del fluido; además cómo reaccionan a la masa, estos medidores se pueden usar, dentro de límites, para mezclas de líquido y gas. Ventajas:  Su

salida es lineal con el flujo másico.  No requiere compensación por variaciones de temperatura o presión ç  Es adecuado para casos de viscosidad variable  Permite la medición de caudales másicos de líquidos difíciles de medir: adhesivos, nitrógeno líquido, etc. Desventajas:  

Es muy voluminoso. No es apto para caudales elevados.

La tecnología de medición de flujo de Coriolis comenzó a ganar popularidad en la industria del gas natural, principalmente en alta presión y aplicaciones de bajo volumen, a finales de 1990. Un esfuerzo se puso en marcha en 1999 por la AGA TMC, con la asistencia del Comité de la API de Gas Fluidos Medición (COGFM), para desarrollar un estándar de la industria para esta tecnología. La AGA publicó una Nota Ingeniería Técnica sobre el tema (es decir, de Coriolis medición de flujo para aplicaciones de Gas Natural) en 2001, seguida de una práctica recomendada, AGA Informe No. 11. A diferencia de las tecnologías tradicionales de flujo, medidores Coriolis proporcionan flujo másico directamente. Este flujo másico se convierte fácilmente en unidades de volumen estándar, eliminando la necesidad de compensación de temperatura o presión.

58

3.9

TUBERIAS DE RECOLECCIÓN

3.9.1 Tuberías de acero :

Las tuberías de acero usadas en el transporte de aceite y gas son predominantemente tuberías sin costura o tuberías de soldadura en espiral. Las tuberías soldadas axialmente pueden ser, soldadas por arco eléctrico, resistencia eléctrica y las de soldadura por arco sumergido (son menos utilizadas) El diámetro nominal en pulgadas es igual al diámetro exterior de la tubería. La tolerancia para el diámetro exterior, varía de acuerdo al modo de fabricación y al diámetro de la tubería. La tolerancia máxima admisible es de +1%. La tolerancia para el espesor de pared, asimismo depende de la medida de la tubería y tipo de fabricación. Las tolerancias máximas admisibles son de +20 y -12.5%. Una tubería de diámetro interior dado y rango de presión será más barata entre menor sea el espesor de pared de la misma. Esto requiere de aceros que resistan grandes esfuerzos. Los costos específicos en el transporte tanto de aceite como de gas disminuyen cuando la capacidad de manejo aumenta, esto se logra si el aceite y el gas se transportan en tuberías de diámetro óptimo, para una capacidad dada. Las tuberías de gran diámetro son usualmente más baratas de construir usando la técnica de soldadura en espiral (sin costura). Esta tecnología permite dar a una tubería el menor espesor de pared que el dado para tuberías de soldadura axial (con costura). También los rangos de operación de las tuberías sin costura son mayores a las tuberías con costura del mismo

59

diámetro y espesor de pared. Las tuberías de acero sin costura pueden ser hechas de cualquier grado de acero. El rango de requerimientos, a los que se someten los aceros de las tuberías, han sido últimamente extendidos considerablemente por el hecho de que, día a día ha ido en aumento el número de pozos de aceite y gas que se perforan en climas árticos. Las bajas temperaturas ahí existentes reducen substancialmente la ductilidad del acero de las tuberías. Un parámetro que permite evaluar el esfuerzo del acero, es antes que todo, la temperatura crítica de transición o de cristalización, establecida por la prueba de flexión sin que exista ningún daño en el acero. La adición de manganeso (Mg) arriba del 2% incrementa el esfuerzo de cedencia del acero y disminuye su temperatura de transición. Una adición de 0.05% de aluminio (Al) aumenta el esfuerzo de cedencia, y disminuye substancialmente la temperatura de transición. Por tal razón tuberías usadas en climas fríos, contienen pequeñas cantidades de aluminio. 3.9.2 Tuberías de aluminio:

Fue en los años sesentas cuando comenzaron a reconocerse dos ventajas de la tubería de aleación de aluminio (alloyed aluminium pipe) en el transporte de aceite y gas. Las ventajas incluyen un menor peso unitario y una mayor facilidad en su manejo y transporte, mayor resistencia a las impurezas, manejo menos cuidadoso y mejor adaptabilidad a los cambios de temperatura, facilidad de soldado, y de tendido en terrenos inclinados debido a que poseen mayor flexibilidad. La capa de óxido que se forma en la superficie de aluminio es más resistente a la corrosión. No es corroído por el ácido sulfhídrico, lo que lo hace preferible cuando el aceite o el gas contienen (H 2S) y va a ser transportado. No es atacado por el agua salada, lo que lo hace una opción natural para líneas de conducción submarinas en pozos marinos. Las tuberías de aluminio no son muy usadas, debido principalmente a que los esfuerzos de tensión y cedencia de la aleación del aluminio, disponibles para la Industria Petrolera, son menores a los del acero para tuberías, posiblemente porque sus ventajas no son muy conocidas.

60

3.10 SEPARADORES 3.10.1 Fundamentos De La Separación de Hidrocarburos.Los fluidos en la cabeza del pozo son una mezcla multicomponente de moléculas de hidrógeno y carbono principalmente, donde cada componente tiene diferente densidad, presión de vapor y otras características físicas y químicas. Estos fluidos pueden estar presentes dentro del yacimiento en una o dos fases (líquida y/o gaseosa) a la presión y temperatura de confinamiento; cuando se encuentran en una sola fase y se le somete a cambios de presión y temperatura, el fluido experimenta alteraciones en sus características fisicoquímicas, con ello se genera en la cabeza del pozo la liberación de gas en el seno del líquido, con lo cual se requiere de la separación física de estas dos fases, siendo esta operación una de las más básicas en el proceso de producción y tratamiento del aceite y gas. La selección de las condiciones de operación y del equipo requerido de separación en la producción de hidrocarburos, depende fundamentalmente de los objetivos que se pretendan alcanzar. Generalmente estos se orientan a incrementar el ritmo de producción, reducir los costos por compresión de gas, maximizar la recuperación de hidrocarburos líquidos, y a la obtención de productos estabilizados. Para establecer las condiciones de separación más apropiadas, de acuerdo a las características de los fluidos producidos, se tiene que considerar las siguientes variables de control: el tipo, el tamaño y los dispositivos internos del separador, el tiempo de residencia del aceite, las etapas de separación, las presiones y temperaturas de operación y el lugar de instalación de los separadores, por citar algunos ejemplos. Es evidente que existirá una combinación de todas estas variables que nos permita obtener la separación requerida a un costo mínimo. La selección de las condiciones de separación depende, fundamentalmente de los objetivos de producción establecidos. Estos objetivos están or ientados a la obtención de:  Alta eficiencia en la separació n del aceite y gas . Esta eficiencia en un separador depende fundamentalmente de su diseño. Las características de los fluidos y los gastos determinan el tipo y las dimensiones del separador para cada caso particular. Mayores ritmos de producción .  Cuando las condiciones de explotación de los Campos productores son favorables, el ritmo de producción de sus pozos

61

puede aumentarse reduciendo su contrapresión en la superficie. La menor contrapresión, y por consiguiente el mayor gasto, se obtiene colocando los separadores lo más cercanamente a los pozos, ajustando simultáneamente su presión de operación al valor mínimo que las condiciones de producción lo permitan; lo anterior sucedería cuando la presión en la cabeza del pozo es controlada por la presión del separador (cuando no tiene estrangulador). En caso de tener pozos estrangulados, lo que se logra es mantener un mayor tiempo de afluencia de los pozos a la etapa de separación correspondiente. Un ritmo óptimo de producción dependerá de las condiciones de operación del pozo, las cuales son determinadas por medio de un análisis previo en el que se deben involucrar tanto el comportamiento del yacimiento como el que tiene en las pruebas de presión y de producción. Mayor recuperación de hidrocarburos líquidos . Debido a que los hidrocarburos de mayor valor comercial son los líquidos, frecuentemente la eficiencia del proceso de separación se relaciona con la cantidad de hidrocarburos licuables que contiene la fase gaseosa que abandona los separadores. Para reducir al mínimo esta cantidad de líquidos es necesario generalmente realizar el proceso de separación en varias etapas; es decir que el líquido desalojado del primer separador pase por otros que operen a presiones reducidas secuencialmente, hasta llegar al tanque de almacenamiento, donde en forma natural se efectúa la última etapa de separación, a la temperatura y presión ambiente. En esta forma también se obtiene un mayor grado de estabilización del aceite y gas separados. La cantidad de líquido recuperable puede obtener simulando el proceso de separación en el laboratorio, o matemáticamente mediante el empleo de ecuaciones de estado, si se conoce la composición de la mezcla de hidrocarburos producidos. Menores costos por compresión de gas.- En la determinación de las presiones de separación de un sistema en etapas, se puede establecer como meta esencial, la minimización de costos de operación mantenimiento e inversión por el equipo de compresión, el cual se requiere para transportar y entregar el gas producido a las condiciones requeridas por petroquímica. En general los costos por este concepto resultan bastantes significativos, debido esencialmente a los siguientes factores:  _ Los volúmenes de gas que se separan en las baterías de recolección son con frecuencia elevados, especialmente cuando se manejan fluidos producidos de yacimientos con aceite volátil, que se caracteriza por tener factores de volumen y relación gas-aceite generalmente mayores de 1.7 m3/m3 y de 1200 pie3/bl respectivamente.

62

 _ La presión a la que debe llegar el gas a las plantas de endulzamiento es del orden de 1000 lb/pg2.  _ Debido a que la distancia entre las estaciones de recolección y las plantas de endulzamiento es considerable, se requiere que al gas le sea suministrada cierta energía adicional para enviarlo a la planta con la presión especificada.  Aceite y gas est abi li zado .- A fin de que el aceite no experimente pérdidas sustanciales por evaporación durante su almacenamiento, al ser manejado a condiciones superficiales en las refinerías, o al cargar los buques para su exportación, es necesario estabilizarlo previamente. El aceite se estabiliza Ajustando su presión de vapor de modo tal que esta sea menor que la atmosférica a la temperatura máxima esperada en el medio ambiente. Un gas estabilizado no formará condensados al quedar sometido a los cambios de presión y temperatura que experimentará durante su transporte por tuberías Superficiales. Los condensados se forman al disminuir la temperatura de un gas y/o al incrementar su presión, por lo tanto, el gas se estabiliza eliminando los componentes que pudieran llegar a condensarse al ser manejado posteriormente. En esta forma se ajusta su temperatura de rocío a la presión máxima de operación del gasoducto que lo transportara. Si el gas no es estabilizado, el agua y los hidrocarburos condensados pueden ocasionar problemas de corrosión, represionamiento en las líneas e instalaciones, formación de hidratos, incrustaciones de sales y una disminución en la capacidad de transporte de los gasoductos. En la práctica, una vez establecido el ritmo de producción, se optimizan las presiones y número de etapas de separación con el fin de recuperar el mayor volumen de líquidos, sin descuidar los aspectos de estabilización y compresión del gas. Debido a la naturaleza multicomponente de los fluidos producidos, conforme más alta sea la presión a la cual se realiza la primera etapa de separación, se obtendrá una mayor cantidad de líquido en el separador, pero si esta presión es demasiado alta muchos componentes ligeros permanecerán en la fase líquida y serán liberados hacia la fase gaseosa en el tanque de almacenamiento, por otro lado si esta presión es demasiado baja, muchos componentes no permanecerán estables en el líquido, siendo liberados y arrastrados por la corriente de gas. Por esto, es muy importante seleccionar adecuadamente las presiones de separación y el número de etapas, para encontrar un punto de equilibrio que sea económicamente rentable.

63

3.10.2 Uso de los separadores

Los separadores son los artefactos más ampliamente conocidos en la industria Petrolera, debido a que se los necesita para un sinnúmero de aplicaciones, comenzando en las cercanías del pozo y siguiendo con ellos a la entrada de cualquier planta de procesamiento de gas o de líquido. Su uso puede ser resumido de la siguiente manera:  Ocasionar una separación primaria de los fluidos que son líquidos de aquellos que son gases, ya que la corriente que viene del pozo es una mezcla compleja de variados hidrocarburos en estado líquido y gaseoso, agua, vapor de agua, sólidos, que fluye de manera turbulenta y a alta velocidad  Mejorar la separación primaria removiendo los líquidos atrapados en el gas  Mejorar la separación aún más, removiendo el gas atrapado en el líquido  Descargar ambos fluidos en forma separada desde el recipiente sin posibilidad de que vuelvan a mezclarse Aun cuando las operaciones a realizar parecen sencillas, son en realidad uno de los puntos críticos en la industria del petróleo y gas. Una separación que no cumpla las especificaciones de entrega trae aparejado graves problemas, ya sea que se encuentre líquido en las líneas de gas, como encontrar gas en los tanques de petróleo. Es por ello que debe ponerse especial atención cuando se dimensiona un separador, a fin de seleccionar el recipiente que mejor se desempeñe de acuerdo a las características del fluido que va a pasar a su través Uno de los problemas que se presenta en la práctica es que los separadores existentes, que fueron calculados para unas determinadas condiciones de operación, para fluidos de una determinada composición, son, a veces, puestos a funcionar en otros lugares para condiciones de operación totalmente distintas, debido a lo cual no es posible lograr una buena separación, a menos que se rehagan los cálculos y se haga funcionar al separador dentro de los límites establecidos para estas nuevas condiciones. 3.10.3 Principios De Separación

Los principios físicos básicos para la separación son: Insolubilidad entre los fluido s:  El estado gaseoso y el líquido en condiciones estables de temperatura y presión, así como el agua y el petróleo, no son

64

solubles, es decir que si bien se mezclan, no son miscibles, conservando su estructura original. Diferencia de densidades: Los tres fluidos a separar conservan en la mezcla diferentes densidades, actuando el efecto de la gravitación, de manera que los fluidos se separan por diferencia en el peso de cada componente. Decantación:   Es el efecto de la gravedad sobre los diferentes pesos de los fluidos a separar, haciendo que el más pesado tenga la tendencia a acumularse en lo más profundo. Coalescencia:  Es la propiedad de las gotas de un mismo fluido a atraerse y unirse entre sí, facilitando el proceso de decantación 3.10.4 Condiciones de separación

Para que los fluidos cuenten con las mejores condiciones en el interior del equipo para la separación, será necesario considerar algunos aspectos fundamentales: Temperatura: Que los fluidos esté a una adecuada temperatura a fin de bajar lo suficiente la viscosidad del petróleo como para ayudar al desprendimiento de las burbujas de gas, disminuyendo las necesidades de tiempo de residencia. En la fase líquida mejorará la disociación petróleo-agua mejorando la separación. Se debe considerar el tipo de petróleo, pues si la temperatura es muy alta, evaporará algunos livianos que luego puede ser necesario condensar por enfriamiento y recuperar. Presión:  Que estén sometidos a la menor presión posible de trabajo a los efectos de aumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que también favorecerá la separación del gas libre y del gas disuelto. En la mayoría de los casos la mínima presión de trabajo deberá ser compatible con la necesaria para el drenaje de los líquidos por el fondo. Las limitaciones a las bajas presiones, están dadas también por el aumento del volumen del gas al disminuirlas, dado que a tal aumento, le corresponderá un incremento de la velocidad de su pasaje por el separador. 3.10.5 Proceso de separación Los fluidos ingresan al separador por su sector medio, circulan por el interior del equipo durante un cierto tiempo mientras se produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido.

65

Durante este proceso las burbujas de gas ascienden a la parte superior del separador por ser más livianas, y los líquidos van descendiendo por ser más pesados y se acumulan en la parte inferior. Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interior del mismo será elevada y puede arrastrar hacia la parte superior a las gotas más pequeñas de petróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y favorecer la separación, se diseñan deflectores de turbulencia, deflectores de condensación y filtros rejillas como elementos internos del equipo. Estos dispositivos, como los extractores de nieblas, que se colocan en el interior de un separador, normalmente se diseñan para permitir que el gas pase a través de los mismos pero efectuando bruscos cambios de dirección. Al mismo tiempo, esta corriente de gas impacta contra una superficie de choque, produciéndose la coalescencia (agrupación) de las partículas, las que al aumentar de tamaño caen por gravedad a la parte inferior del equipo. Además, por el hecho de que la corriente de gas y líquido es conducida por el interior de una cañería dentro de la cual existe una determinada presión, y que al ingresar al separador se produce una brusca expansión en una cámara más amplia, el flujo pierde velocidad, «cortando» el arrastre de partículas, permitiendo la caída gravitacional de las mismas hacia el lecho líquido. El proceso de separación será entonces: 1. Asegurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de trabajo. 2. Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla al ingresar al equipo; 3. Ayudar a la separación mecánicamente con barreras de choque, tubos ciclónicos y mallas de retención de niebla 4. Darle al flujo el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos puede ser suficiente si no existe la formación de espuma, en caso contrario puede ser necesario 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y de la configuración del equipo. 3.10.6 Condiciones mecánicas del separador Entre los mecanismos de separación, que tienen que ver con la estructura y diseño del equipo, se puede considerar como más importantes: Choque:   El choque de la mezcla a la entrada del separador propondrá la dispersión de los fluidos de diferente densidad. Cambio de velocidad:   Asociado al principio de inercia, los cambios de velocidad se manifestarán en una reducción de velocidad de cada una de las fases en forma diferente y consecuente con sus densidades. Cambio de dirección:  Existe la tendencia a la separación entre fases, cuando al fluido se le modifica su dirección, generada por la diferencia de densidad de los fluidos.

66

Tiempo de residencia:   O de retención, es el tiempo que le lleva al fluido pasar por el separador. Para un determinado caudal o flujo, éste tiempo está fundamentado por el volumen disponible. Está dado por el diámetro del separador, el largo, y el nivel de líquido de operación. Un aumento de estos parámetros causará un aumento en el tiempo de residencia. El tiempo de residencia es necesario para obtener una buena separación, pero posee una estrecha vinculación con la presión, temperatura y características del fluido: Más viscosidad = Mayor tiempo de residencia Menor viscosidad = Menor tiempo de residencia Superficie interface:  Es importante la mayor superficie en el área de contacto entre las fases. De aquí la conveniencia, en muchos casos, de utilizar separadores horizontales en lugar de los verticales. El equipamiento básico para separar líquidos de vapores utiliza tanto las fuerzas gravitacionales como las centrífugas. Las primeras se utilizan al reducir la velocidad de modo que el líquido pueda asentarse en el espacio provisto a tal fin. Las fuerzas centrífugas se usan para cambiar la dirección del flujo. Ambas fuerzas necesitan de un tiempo para actuar. Por lo cual la verdadera función de un separador  es proveer un espacio físico, es decir, un recipiente, en donde los fluidos puedan permanecer el tiempo necesario para asegurar la separación de los componentes gaseosos de los líquidos Aun cuando cada fabricante tiene sus propias normas de diseño y construcción de los separadores, éstos deben tener cuatro secciones principales: a) Sección de entrada o separación primaria Unas placas deflectoras, o algún otro artefacto, recibe el choque de la corriente que ingresa, la cual disipa parte de su energía, permitiendo a los gases una primera separación. Aquí hay cambio de velocidad y de dirección de la corriente.

67

Sección Primaria

b) Secció n de las fuerzas gravit acionales: Las gotas de líquido contenido en el gas tratan de separarse al máximo. El gas asciende a una velocidad menor a la inicial, y las gotas de líquido decantan. En esta zona pueden generarse turbulencias, las cuales a su vez favorecen la formación de espumas. La colocación de placas paralelas minimiza la turbulencia y ayuda a deshacer las incipientes espumas.

Sección Secundaria

c) Sección de extracción de neblina: En esta zona se separan las gotitas más pequeñas de líquido que acompañan todavía al gas, mediante dispositivos que operan con fuerzas de choque o fuerza centrífuga. Se las retiene mediante unas almohadillas o mallas tejidas, o también mediante placas de metal corrugadas, desde donde caen a la sección de líquidos.

68

Extracción de Niebla

d) Sección de acumulación de líquido: Los líquidos que se han ido separando se van acumulando en la parte inferior del recipiente, lo cual requiere de un tiempo mínimo para que la operación se efectúe. Cuando se alcanza un determinado nivel, se produce la descarga hacia la línea correspondiente. En la parte inferior de esta sección, y especialmente en los separadores verticales, suele colocarse un dispositivo rompe vórtices, con el fin de evitar la formación de remolinos en la salida del líquido.

Almacenamiento de líquido

69

3.10.7 Eficiencia del separador Si el separador es eficiente en su operación, el gas captado será limpio, sin humedad y sin líquidos. A la salida del separador no deberá ensuciar la mano o una placa que se interponga. En caso contrario, si el gas sale sucio, no es eficiente la separación, lo que puede deberse a varios factores tales como: alta velocidad de circulación del fluido (mucho caudal a tratar), temperatura excesiva (se producen muchos livianos); retenedor de niebla roto o tapado (no retienen las partículas de líquidos) etc. Si habitualmente un separador entrega un gas limpio y en un determinado momento se produce un rebase o salida de petróleo por la salida de gas, puede ser que esté ingresando más líquido del que puede tratar o que no sea adecuada la salida de líquidos (mucha pérdida de carga por bajo diámetro en la cañería de descarga), o que alguno de los parámetros no están bien regulados, como por ejemplo una temperatura más baja que lo conveniente lo que provoca elevar la viscosidad del petróleo y aumentar las dificultades para movilizarlo hacia afuera del equipo. A fin de desempeñar las funciones para las cuales ha sido diseñado, un separador debe cumplir con lo siguiente: a) Controlar y disipar la energía de la corriente del pozo, a medida que entra al separador b) Asegurar que las velocidades del líquido y del gas sean lo suficientemente bajas para que tengan lugar la segregación gravitacional y el equilibrio vapor-líquido c) Minimizar la turbulencia en la sección de gas del separador, y reducir la velocidad d) Controlar la acumulación de espumas en el recipiente e) Eliminar la posibilidad de mezcla de los fluidos separados f) Proveer una salida para los gases con controles apropiados para mantener la presión de operación prefijada. g) Proveer una salida para líquidos con apropiados controles de nivel de líquidos. h) Proveer puertas y puntos en donde puedan acumularse los sólidos, si los hubiera. i) Proveer válvulas de alivio para el gas en caso de presiones excesivas, y de salidas de líquido en caso de taponamiento de las líneas.  j) Poseer el equipamiento necesario (manómetros, termómetros, medidores de nivel con ventanas de vidrio, etc.) para verificar visualmente las operaciones. k) Además, de acuerdo con el tipo de fluido y las condiciones de operación, dentro del recipiente se encontrarán dispuestos de diferentes maneras, diversos accesorios tales como placas deflectoras, venas enderezadoras de

70

flujo, placas rompeolas, placas rompe vórtices, tabiques, mallas, ciclones, etc. 3.10.8 Tipos de separadores

Hay cuatro tipos de separadores usados en la industria: separadores verticales, horizontales de un solo cuerpo, o barril, horizontales de doble cuerpo, o doble barril, y Separadores esféricos. Cada uno de estos tipos tiene ventajas y desventajas que deben ser tenidas en cuenta cuando se selecciona un separador. En la tabla 1, más abajo, aparece una comparación de las características de cada uno, en donde se ha adjudicado números para evaluar la conveniencia, o el mejor desempeño de cada tipo, con el número uno indicando el mejor, y el dos el que le sigue, etc. Separador Horizontal Bitubo

Se arador Esférico

71

Separador Vertical

Dimension amiento y selección d e un separador: Un separador debe proveer el espacio para que un determinado caudal del fluido que se quiere separar pueda permanecer el tiempo necesario para que se produzca la separación. Para ello se debe conocer los siguientes datos: a) El caudal de líquido (petróleo y agua) en barriles por día (el mínimo y el máximo pico que pueda alcanzarse en un instante). b) Caudal de gas, en millones de pies3 por día (MMscfd). c) Gravedades específicas de petróleo, agua y gas. d) Tiempo de retención de los fluidos requerido dentro del separador. El tiempo de retención es una función de las propiedades físicas de los fluidos. e) Temperatura y presión a las cuales va a operar el separador, y presión de diseño del mismo. f) Si el separador va a ser de dos fases (líquido y gas) o de tres fases (agua, petróleo y gas) g) Si hay o no impurezas sólidas, tales como arenas, o parafinas h) Si el fluido tiene o no tendencia espumante.

72

4

CONCLUSIÓN

La importancia del gas natural es hoy en día más evidente, debido a la necesidad y evolución que el país y el mundo viven a diario. El gas natural no solo es benéfico para la industria, también lo es para el ser humano, inclusive para el medio ambiente. Es por ello que a diario las empresas ven la posibilidad de hacer llegar éste recurso por diferentes medios, hasta ahora siendo el más eficaz el sistema de gasoductos. El transporte de hidrocarburos por ducto es uno de los sistemas más eficientes ya que ayuda a reducir costos y tiempo en el traslado del producto de un lugar a otro por lo que se debe diseñar, construir y dar un mantenimiento adecuado a la red de ductos que se encuentran ubicados a lo largo del territorio nacional, para así poder tener en el país un sistema de ductos más eficientes. Con la evaluación de este proyecto podemos decir que el diseño y construcción de un gasoducto siempre está enfocado en la necesidad de transportar el hidrocarburo de una forma rápida, segura y económica a los diferentes destinos, pero siempre contemplando las propiedades del gas en primera instancia, de igual forma siguiendo normas oficiales.

73