Análisis De Los Componentes Principales De Un CPF

Análisis de los componentes principales de un CPF (Centro de Facilidades de Superficie).

Introducción

Las Estaciones de Flujo son un importante componente de la cadena de producción de crudo, en ellas se separa el gas del crudo además de eliminar las impurezas que trae el petróleo desde el pozo.

Una estación de flujo la podemos definir como un conjunto de equipos interrelacionados para recibir, medir, almacenar temporalmente y bombear los fluidos provenientes de los pozos ubicados en sus alrededores.

Este ensayo tiene como objetivo proveer una descripción actualizada y breve de los equipos involucrados en los procesos que son llevados a cabo en una estación de flujo.

Etapas del Proceso de Producción de Petróleo

Flujo en el yacimiento:

Esta fase se refiere a la difícil y complicada trayectoria que sigue el petróleo dentro del yacimiento a miles de metros de profundidad a través de los microcanales de roca porosa y permeable hasta llegar al fondo del pozo. (Gracias a la presión o energía natural que existe en el yacimiento)

Producción del Pozo:

Una vez que el petróleo llega al fondo del pozo, continúa su recorrido por la tubería vertical de producción hasta alcanzar la superficie. A medida que el petróleo asciende (bien sea por medios naturales o por métodos de levantamiento artificial) la presión disminuye y ocurre la liberación del gas originalmente disuelto en el crudo.

Recolección de Petróleo:

Después que el petróleo de cada uno de los pozos del yacimiento ha alcanzado la superficie, se recolecta mediante un sistema de líneas de flujo que van desde el cabezal de los pozos hasta las estaciones de flujo.

Descripción de una Estación de Flujo

Una Estación de Flujo es un conjunto de equipos interrelacionados que reciben los fluidos provenientes de los pozos (hidrocarburos, agua, arenas y contaminantes) con el propósito de procesarlos.

Los equipos de proceso o equipos mayores se encargan de recibir, procesar y bombear el petróleo crudo y gas provenientes de los pozos asociados a la Estación de Flujo, para que posteriormente pasen a otras instalaciones y sean tratados y comercializados hacia los mercados nacionales e internacionales.

Los equipos auxiliares son equipos que están dentro de las instalaciones, y proporcionan los servicios industriales y de seguridad requeridos en una instalación Petrolera.

Funciones de una Estación de Flujo:

• Recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área.

• Separar la fase liquida y gaseosa del fluido multifásico proveniente de los pozos productores.

• Medir la producción de petróleo, agua y gas de cada pozo productor.

• Proporcionar un sitio para el almacenamiento temporal de petróleo.

• Bombear el petróleo a patio de tanques.

Componentes Básicos:

• Múltiple de producción.

• Líneas de flujo.

• Separador de producción General.

• Separador de Prueba.

• Depurador de gas

• Calentadores o calderas (para crudos pesados).

• Bombas de crudo.

• Bombas Inyección de química.

• Equipos auxiliares (instrumentos de medición, válvulas, etc).

Figura 1: Componentes básicos de una Estación de Flujo

Proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo

El proceso de manejo se divide en ocho (8) etapas generales, las cuales se explican a continuación:

• Etapa de recolección

• Separación

• Depuración

• Medición de Crudo

• Calentamiento

• Deshidratación

• Almacenamiento

• Bombeo

Etapa de Recolección: Consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos o clusters (grupo de pozos) de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la estación de flujo respectiva.

Figura 2: Múltiple de Producción

Descripción Breve de los equipos:

Múltiple:

Son un conjunto de tuberías y válvulas que reciben la mezcla de fases (líquido/ agua) provenientes de los pozos, y permiten las facilidades de manejo del crudo, garantizando la selección de la dirección deseada del flujo a través del múltiple.

Componentes del Múltiple:

Múltiple de producción: Es la línea o tubo en el cual se recolecta la producción de los pozos que son enviados a los separadores de producción. Esta línea tiene la característica de ser la de mayor diámetro debido a los volúmenes de fluido que ella maneja. De acuerdo a la presión de operación a la entrada de la estación, el múltiple de producción se clasifica en dos tipos: Alta presión y baja presión

Múltiple de Prueba: Se caracteriza por ser de menor diámetro que la línea de producción general, los diámetros que comúnmente son empleados son 2, 4, 6 y 8 pulgadas y tiene la función de aislar la producción de un (1) pozo a cual se le deba medir su producción individual.

Accesorios del Múltiple (Válvulas): Son dispositivos construidos de diferentes diámetros, series y rangos de trabajo que tienen la función de regular el paso del flujo.

Etapa de Separación: Una vez recolectado, el crudo o mezcla de fases (líquida/ gas) se somete al proceso de separación de fases en los separadores liquido/gas, dentro de los equipos destinados para tal fin. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura, establecidas por las condiciones del pozo en productor de crudo.

Figura 3: Separadores

Después de completado el proceso de separación, el gas sale por la parte superior y el líquido por la inferior del recipiente, posteriormente el crudo se envía hacia los Tanques de Almacenamiento y el gas pasa al gasoducto, plantas compresoras o alimentar los servicios auxiliares de la Estación.

Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador.

Descripción Breve de los equipos:

Separadores de Gas-Liquido: Son recipientes a presión que tienen la función de separar la mezcla de dos fases (líquido/gas) dependiendo del producto que se maneje. Los separadores reciben la mezcla a través del múltiple. Este proceso se lleva en cabo a las condiciones de presión y temperatura del crudo.

Etapa de Depuración: Por esta etapa pasa únicamente el gas que proviene de la etapa de separación, su objetivo es extraer de la corriente de gas remanente de petróleo que viaja en forma de suspensión, además de eliminar los elementos tóxicos y corrosivos que puedan haber en el gas como lo son H2S y CO2. Los líquidos recuperados en esta etapa son reinsertados a la línea de líquido que va hacia los tanques de lavado o de almacenamiento según sea el caso.

Figura 4: Depurador

Descripción Breve de los equipos:

Depuradores de Gas: Son recipientes a presión de similares características a los separadores. La diferencia entre el separador de líquido/gas y el Depurador de gas, son los elementos físicos instalados en el depurador, que permitan purificar el gas y eliminar diminutas partículas de petróleo en suspensión, provenientes de los separadores de producción y medida.

Los depuradores de gas son diseñados para trabajar a volumen y presión constante, de tal manera que el gas sea más seco, evitando así el posible envió de líquido a las plantas compresoras.

Etapa de Medición de Petróleo: El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de cada pozo. La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación de la instalación del equipo de superficie y subterraneo.

Figura 5: Separador de Prueba

Descripción Breve de los equipos:

Separador de Prueba: Son recipientes a presión que tienen la función de separar la mezcla de dos fases (líquido/gas) y que poseen un sistema registrador de las descargas de fluido, hechas por el separador en un tiempo determinado o un contador mecánico o de desplazamiento positivo, que contabiliza la cantidad del fluido que pasa a través de él, en un tiempo determinado. En uno u otro caso, el número de descargas dependerá de la producción del pozo.

Medidor de Flujo: dispositivo de medición instalado en la tubería de gas, el cual tiene conexiones a ambos lados de una placa de orificio variable. El diámetro de la placa de orificio a ser usado para cada pozo depende de la cantidad de gas producido por éste.

Toma Muestras Automático: es un dispositivo que mide el contenido de agua en la mezcla de fluidos provenientes de los pozos, se instala en la tubería de entrada de los fluidos al separador-medidor.

Etapa de Calentamiento: Luego de pasar el crudo por los separadores, la emulsión petróleo – agua va a los calentadores. La aplicación de calor tiene por finalidad aumentar el movimiento de las partículas en suspensión de la fase dispersa creando un mayor número de choques entre esta, produciéndose una expansión de las gotas de agua que provoca que las partículas del agente emulsionante se rompa (este proceso sólo es llevado a cabo en estaciones en tierra)

Figura 6: Calentador

Descripción Breve de los equipos:

Calentadores: son equipos instalados en las Estaciones de Flujo en tierra los cuales generan energía calorífica (BTU) para calentar las tuberías o serpentines por donde fluye petróleo, para de esta manera elevar y/o mantener la temperatura deseada del mismo.

Etapa de Deshidratación del Petróleo: Esta etapa consiste en separar las dos fases líquidas, compuesta por petróleo y agua en forma de emulsión. Después de separar la fase liquida de la fase gaseosa, la emulsión de petróleo/ agua es tratada en el Tanque de Lavado para deshidratar y separar la emulsión líquido/ líquido (agua-petróleo) en donde por diferencias de gravedad y mediante un arreglo de planchas o Baffles, separan la emulsión.

Luego el petróleo pasa a los tanques de almacenamiento, y el agua se envía a un sistema de tratamiento de efluentes con el objetivo de terminar de extraer de ella el remanente de petróleo, y devolverla limpia en determinadas condiciones de temperatura para no causar impactos negativos en el medioambiente.

Es importante mencionar que el remanente de crudo extraído por medio del sistema de efluentes es reenviado por medio de bombas hacia los tanques de almacenamiento.

Figura 7: Tanque de Lavado

Descripción Breve de los equipos:

Tanque de Lavado: Su objetivo es proveer el tiempo de residencia necesario para el tratamiento de la emulsión agua en petróleo y demás componentes asociados a la mezcla (lodo o arenas) que vienen con el petróleo desde los pozos. Su funcionamiento se basa en el principio gravedad diferencial.

Separadores de Gas Atmosféricos: Su objetivo es separar la pequeña cantidad de gas asociado que pueda tener la emulsión.

Etapa de Almacenamiento del Petróleo: Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el crudo producido por los pozos asociados a las estaciones.

Después de pasar por las distintas etapas del proceso de tratamiento (separación y deshidratación), se almacena temporalmente para luego bombearlo.

Figura 8: Tanques de Almacenamiento

Descripción Breve de los equipos:

Tanques de Almacenamiento Son recipientes cilíndricos que están destinados al almacenamiento temporal del petróleo y proporcionar la altura de succión mínima necesaria para la operación de las bombas de transferencia de crudo ubicadas inmediatamente después del tanque.

Etapa de Bombeo: Finalmente el petróleo después de pasar por las distintas etapas del proceso de tratamiento, es enviado al patio de tanque, por medio de un sistema de bombeo que lo bombea a través de Kilómetros de tuberías hasta su destino final.

Las bombas que normalmente se emplean en la Estaciones de Flujo son del tipo reciprocante o centrífugas, que son accionadas por motores de combustión interna o eléctricos. Normalmente cuando se diseña el sistema de bombeo, se instala una bomba más al número mínimo requerido ya que son sistemas sometidos a estrictos servicios de manteniendo y así mantener los niveles de producción.

Figura 9: Bombas de Transferencia

Descripción Breve de los equipos:

Bombas de transferencia: Las bombas de transferencia tienen la tarea de enviar el petróleo ya tratado que se encuentra en los tanques de almacenamiento hacia el Patio de Tanque u otras Plantas. El tipo de equipo a implementar está en función de la viscosidad del petróleo que se maneje; si es pesado el crudo, se recomienda el uso de bombas reciprocantes, para los crudos livianos se emplean bombas del tipo centrífugas.

Breve Descripción del proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo

En una estación de flujo la recolección de la producción de crudo multifasico (crudo, liquido, gas asociado, agua y sedimentos), que se encuentran en varios yacimientos, es transportada mediante la conexión de líneas de flujo desde los pozos productores hasta los cabezales de producción o múltiples de instalados en la estación, estos múltiples poseen dos cabezales uno llamado cabezal de producción donde converge el crudo a una presión promedio de 70 Psi. Este cabezal de producción está conectado a un separador general (de alta o baja presión) en donde ocurre la separación de gas líquido, él líquido que se extrae y que sale por el fondo del separador es enviado hacia los tanques de almacenamiento temporal donde se lleva a cabo la separación de agua y crudo. Dependiendo del nivel de los tanques se produce automáticamente el arranque de un grupo de bombas reciprocantes colocadas en paralelo, desde donde es succionado y enviado él líquido el cual eleva la presión del crudo permitiéndole llegar al sistema de recolección de crudos (líneas de bombeo) correspondiente y de allí seguir hacia los patios de tanque en tierra.

Por otra parte el gas que sale por el tope de los separadores y va al depurador, donde deja los residuos de crudo que pudo haber quedado en la separación, después de que el gas es obligado a pasar por un filtro Demister (Desnebulizador), el gas limpio el cual debe de estar lo suficientemente libre de líquidos es enviado por las tuberías a los sistemas de recolección de gas, y luego hacia las plantas compresora o miniplantas. El gas luego de ser comprimido es utilizado para incrementar presión en los yacimientos, así como también es utilizado para el levantamiento artificial de (crudo) o “gas lift”. Parte de este mismo gas a alta presión es enviado a refinerías y plantas eléctricas para ser usado como materia prima o combustible, así también para uso industrial y doméstico.

El segundo cabezal es exclusivo para la ejecución de pruebas de pozos el cual está conectado a un separador de prueba; aquí se produce la separación de crudo – gas, además de llevar el conteo de crudo y gas por día, en donde son medidos por instrumentos especiales que permiten cuantificar el volumen de líquido que se maneja durante un periodo preestablecido.

CONCLUSIONES

De acuerdo a lo indicado en el presente ensayo puede concluirse lo siguiente:

• No existe un modelo único de estación, este ensayo se realizó considerando una estación de flujo típica para manejo de crudo mediano. El tipo de crudo a recolectar y tratar, define el diseño óptimo que represente un bajo costo operacional, instalación más segura, eficiente y con facilidad para ampliar la capacidad de producción.

• En virtud del punto anterior, es necesario que para la selección del equipamiento se consideren aspectos tales como:

.-Tasa de producción

.-Calidad de producción esperada

.- Requerimientos operacionales

.- Flexibilidad operacional

.- Redundancia

.- Mantenibilidad

.- Obsolescencia temprana de equipos

.- Inventario dentro del proceso

.- Posibles impactos ambientales

• Las facilidades de producción bien diseñadas y operadas en forma óptima permiten lograr que los procesos sean más eficientes, considerando los requerimientos de los clientes y cumpliendo con la legislación ambiental.

• Debido a que el proceso de manejo de petróleo en una facilidad de superficie involucra la operación de diversos equipos en presencia de atmosferas con posible presencia de gases, es necesario que los operadores tengan información de las sustancias químicas presentes, riesgos, sistemas de seguridad, causas de alarma, variables a controlar y medidas preventivas necesarias para ejecutar en forma segura y eficiente la acción de desactivar o activar los equipos o la estación completa.

Referencias

1. Contreras C. Marvin J. (2004). Evaluar y Diagnosticar las Condiciones de Operación de la Estación de Tratamiento de Crudo BARED-10-Distrito San Tome. Informe de Pasantías. Universidad Rafael Urdaneta, Maracaibo.

2. Arocha P. Otman A. (2004). Estudio Comparativo Técnico-Económico entre Estación de Flujo Convencional y Estación de Flujo con Tecnología Multifásica en el campo Caricari. Trabajo Especial de Grado. Universidad Central de Venezuela, Caracas.

3. Estaciones de flujo

profesormario.files.wordpress.com/2010/06/estaciones-de-flujo.pdf

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