Arbol-de-Navidad.docx

Los cabezales de pozos o árboles de navidad son un conjunto de válvulas de surgencia, conexiones y accesorios instalados en boca de pozo, ensamblados sobre las cabezas de las cañerías guía intermedia y de revestimiento a través de accesorios mecánicos e hidráulicos tales como las cabezas, las bridas, niples, adaptadores y los colgadores de tuberías para permitir la circulación controlada de los fluidos de pozo. Los cabezales de pozos o válvulas de control de pozo, son llamados árboles de navidad, de estos se tienen sencillos, dobles, triples, cuádruples, etc. de acuerdo al numero de sartas de producción. El equipo de cabeza de pozo es un termino que describe en general al equipo conectado en la parte superior de todas las tuberías bajadas e instaladas dentro de un pozo, soportándolas y suministrando sellos entre ellas y al mismo tiempo controla el flujo de los fluidos producidos desde el pozo. Un árbol de navidad incluye componentes diseñados y coordinados apropiadamente tales como cabezales y colgadores de tubería de revestimiento, cabezales y colgadores de la tubería de producción, válvulas y conjuntos de válvulas para el control de la operación utilizando los instrumentos apropiados y dispositivos para limitar el flujo. Sus funciones principales son: a)

Facilitar a través de los colgadores la instalación del tubing de producción de acuerdo al tipo de terminación programada.

b)

Soportar el efecto de las presiones en el espacio anular cuando se presenta, por ejemplo, amagos de descontrol en la etapa de producción o cuando se presenta reventamientos de cañería en cualquier nivel encima del productor.

c)

Soportar las velocidades y presiones de circulación de petróleo o gas por la tubería.

d)

Regular los caudales de producción, las presiones fluyentes y las presiones de surgencia en boca de pozo en diferentes tipos de terminaciones de pozos.

e)

Soportar todos los esfuerzos de tensión y compresión de las tuberías por efecto de las variaciones de temperatura en el pozo. f)

Aislar anulares entre el casing y tubing.

g)

Proveer un medio de conducción entre el pozo y las conexiones de la superficie.

h)

Identificar a través de los colgadores el tipo de tubería que se instala y que está en función al tipo de terminación del pozo.

i)

La unidad de cabezal de pozo unicabezal reemplaza a los cabezales de tubería de producción y carretes de tubería de revestimiento para reducir en forma significativa el tiempo de conexión de niples.

j)

Menos conexiones con brida reducen las posibilidades de fugas.

k)

Permitir la circulación controlada de los fluidos de pozo.

l)

Las aberturas de prueba permiten probar todos los sellos de obturación del espacio anular.

CLASIFICACIÓN DE LOS ÁRBOLES DE NAVIDAD La clasificación está basada en las normas API que toma como base las características y especificaciones técnicas de los cabezales de pozo clasificándolos en los siguientes tipos: a) Árbol de Navidad para terminación simple Llevan bridas superiores de corrección para un solo cabezal de tubería donde se instala una sola columna para producir una sola arena productora sea baja, mediana o alta presión para pozo petrolífero o gasífero.

b) Árboles de Navidad para terminaciones dobles Que están constituidos por los cabezales de tubería para instalar dos columnas de producción y explotar simultáneamente dos niveles que pueden ser arenas de baja, mediana o alta presión, los dos niveles gasíferos o petrolíferos, o niveles combinados entre gasíferos y petrolíferos.

c) Árbol de Navidad para terminaciones triples o múltiples Que se caracterizan por estar equipadas con tres cabezas de tubería para instalar tres columnas de producción y producir simultáneamente tres niveles, que pueden ser de alta, mediana o baja presión, combinados o simples arenas petrolíferas o gasíferas. Para todos estos tipos de árboles las normas especifican rangos de presiones de trabajo y caudales de producción así como los diámetros que deben ser consideradas en función al arreglo de cañerías en el pozo. CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL ÁRBOL DE NAVIDAD La selección y el diseño de los árboles de navidad adecuadas a las condiciones de trabajo de los pozos se realiza en base a los siguientes datos: -

Tipos de terminación de acuerdo al número de arenas productoras. Profundidad de las arenas productoras. Presiones de pozo, o sea, P Fo , P Fp , P w , Pbp . Tipos de fluidos de pozo (gas o petróleo) Diámetro de las cañerías (guia, superficial, intermedia, cañería de revestimiento y diámetro de tubería)

En base a estos criterios la selección de los árboles de navidad se especifica de la siguiente manera para cada tipo de terminación que se presenta en el campo: Ejemplo: Para terminación simple. ÁRBOL DE NAVIDAD – SHAFFER: 3-5000 psi

8 ½’’ x 5 ½’’ x 2 7/8’’

Es decir que el árbol de navidad será instalada en un pozo con cañería intermedia de 8 ½’’, cañería de revestimiento de 5 ½‘’ y tubería 2 7/8’’ para una presión mínima de trabajo de 3000 psi y máxima de 5000 psi. Ejemplo: Para terminación doble. ÁRBOL DE NAVIDAD – CAMERON: 5-10000 psi

9 5/8’’ x 8 ½’’ x 2 7/8’’ x 2 ½’’

Ejemplo: Para terminación triple. ÁRBOL DE NAVIDAD – CAMERON: 13 3/8’’ x 9 5/8’’ x 8 ½’’ x 2 3/8’’ x 2 ½’’ x 2’’ 10-15000 psi Ó 10-20000 psi

MARCAS DE ARBOLES DE NAVIDAD UTILIZADOS EN BOLIVIA: Existen varias compañías con reputación internacional que fabrican equipos de boca de pozos del tipo que sería producido por la planta propuesta, Entre éstas se encuentra las siguientes: a) CAMERON IRON WORKS SILBER AND KATY FREEWAL BOX 1212 HOUSTOS, TEXAS: La firma Cameron Iron fabrica tubos de hierro, cañería forjada y válvulas. Es uno de los talleres de forjado más conocido y mejor equipado en los Estados Unidos. Las ventas de Cameron son de aproximadamente 141 millones de $ por año y tiene un personal de alrededor de 5.400 empleados. Los equipos especiales para la industria petrolera, árboles de navidad y preventores operados a presión representan el 25% de sus ventas totales. Cameron tiene fábricas en México,(Cameron Iron Works de México S:A) y en Argentina (Cameron Iron Work Argentina S:A:I:C:, Buenos Aires)Cameron tambien tiene una firma subsidiaria en Venezuela.

b) ARMCO STEEL CORPORATION NATIONAL SUPPLY DIVISION 6220 NAVIGATION BLVD, HOUSTON, TEXAS La planta de árbol de navidad constituye una parte relativamente pequeña de una división de uno de los principales fabricantes de productos de fierro y acero. Las ventas de la compañía principal son del orden de 1.6 Billones $ y su personal total es de aproximadamente 50.000 empleados. Por lo tanto, si la firma Armco decidiera participar en la fabricación de árboles de navidad en Sud América, podría prestar a la empresa conjunta una diversidad de recursos de toda índole. c) ACT DIVISION FMC CORPORATION 1777 GEARS ROAD BOX 3091 HOUSTON, TEXAS: La firma Oil Center Tool División (OCT) es una de cuatro división de equipo petrolero del grupo de maquinaria de FMC corporation, un importante conglomerado industrial de Estados Unidos, con ventajas anuales de $ 1.3 billones y alrededor de 46 000 empleados. Existen en Sud América una subsidiaria de FMC (FMC Argentina, S.A. Córdoba, Argentina) que fábrica árboles de navidad. Además, bajo licencia de OCT, la fábrica de implementos petroleros S:A. de ciudad de México, comercializan árboles de navidad en Colombia, Ecuador y Perú d) GRAY TOOL COMPANY, INC. 7135 ARDMORE STREET HOUSTON, TEXAS: La firma Grayy Tool Company fabrica herramientas para pozos petroleros, equipos para control de presión y equipos para perforación rotaria. Comercializa dichos productos en el mundo. Las ventas totales de la compañía son de $ 14 millones y emplea aproximadamente 400 personas. Esta firma tiene una subsidiaria en Venezuela (Gray Tool Company Venezuela, Maracaibo, Venezuela), los árboles de navidad de Gray en cierto tiempo tuvieron preferencia en Bolivia.

e) SCHAFFER TOOL WORKS BREA, CALIFORNIA: La compañía Schaffer Tool Works produce equipos petroleros para perforación submarina y árboles de navidad; es una división de Rucker Company. La compañía matriz tiene ventas aproximadas de US$ 71.0 millones y emplea 2200 personas. Sus ventas a los países del Mercado común Andino son de importancia. El cuadro muestra la participación anticipada para 1972 de los principales proveedores en el mercado de árboles de navidad de la Subregión Andina. Si bien cualquiera de estas compañías podría suministrar los conocimientos administrativos y técnicos requeridos para la planta de árboles de navidad propuesta en Bolivia, se debe dar preferencia a aquellas firmas que ya tiene experiencia de fabricación en el Mercado Común Andino, y que tiene una organización de ventas establecida. COLOMBIA ----------

ECUADOR ------10

PERU -------30

CHILE -------90

Gray OCT Cameron (USA) Fabr. Imp. Pet. (México) (bajo 70 --------licencia de OCT) Proveedor Nacional 10 90 40 ---(ARMCO) Otros 10 -----10 Total 100 100 100 100 Fuente: estimaciones de Arthur D. Littlet Inc.

BOLIVIA 83 17 ------------100

MODELOS DE LOS ARBOLES DE NAVIDAD EN BOLIVIA: Algunos de los modelos de árboles de navidad empleados actualmente en los campos hidrocarburíferos de nuestro país tenemos los siguientes: **Unicabezal FMC **Unicabezal FMC Serie TC **Wellhead Multibowl de ABB Vetco

Gray

**OCT 5000 psi (terminaciones simples y dobles) **Árbol dual MMA 5000 psi

**Árbol simple Barton 5000 psi **Árbol dual FMC 5000 psi **Árbol para terminación simple Shaffer 3000 – 5000 psi **Árbol para terminación doble Cameron 5000 – 10000 psi **Árbol para terminación triple Cameron 10000 – 20000 PSI **Wenlen Por ejemplo: algunos de estos modelos son mostrados a continuación

Árbol de Navidad Unicabezal FMC

TIPOS DE LOS ARBOLES DE NAVIDAD: Según diversas clasificaciones, podemos establecer los siguientes tipos de árboles de navidad:   

De acuerdo a su presión de trabajo Árboles de navidad de baja presión Árboles de navidad de mediana presión Árboles de navidad de alta presión

En campo podemos identificarlos fácilmente de acuerdo a su número de válvulas   

De acuerdo al tipo de terminación Árboles de navidad para terminación simple Árboles de navidad para terminación doble Árboles de navidad para terminación triple Adicionalmente, podemos considerar una clasificación en la que existan árboles de navidad horizontales (que son empleados para poder realizar otros trabajos en el pozo sin tener que retirar el árbol de navidad y la línea de flujo) y verticales.

ARBOLES DE NAVIDAD UTILIZADOS ALGUNOS CAMPOS DE BOLIVIA

EN

A continuación mostraremos algunos árboles utilizados en los campos de KANATA, CARRASCO y en el campo de VUELTA GRANDE CAMPO KANATA

Cabezal de Pozo Tipo, para Terminación Simple de algunos pozos del campo KANATA

Foto del Árbol de Navidad del pozo KNT- 4HST

CAMPO CARRASCO A continuación se muestran algunos ejemplos de árboles de navidad que se encuentran en el campo Carrasco.

Árbol de Navidad marca FMC OCT para terminación simple

Árbol de Navidad marca FMC CT para terminación simple

Árbol de Navidad marca CBV para terminación simple

Una gran particularidad de los árboles de navidad ya mencionados, es que todos son para terminación simple, (ya mostrados anteriormente) pero la diferencia es que son de marcas diferentes (FMC OCT, CBV, FMC, CAMERON), esto debido a que la marca ya especificada de árbol de navidad para cada pozo es importante porque cumple con las condiciones y especificaciones del pozo. Al igual que en los pozos del campo KANATA, algunos de los pozos del campo Carrasco se caracterizan por ser de terminación simple. CAMPO VUENTA GRANDE

La ubicación de estos campos se mostrara en la siguiente grafica.

TIPOS DE ARBOL DE NAVIDAD Los árboles de navidad se pueden clasificar de acuerdo a la presión de trabajo y de acuerdo al tipo de terminación como ya se había mencionado antes. Pero ahora solo estudiaremos de acuerdo al tipo de terminación:   

Árboles de navidad para terminación simple Árboles de navidad para terminación doble Árboles de navidad para terminación triple ÁRBOLES DE NAVIDAD PARA TERMINACIÓN SIMPLE Llevan bridas superiores de corrección para un solo cabezal de tubería donde se instala una sola columna para producir una sola arena productora sea baja, mediana o alta presión para pozo petrolífero o gasífero.

Un árbol de navidad incluye componentes diseñados y coordinados apropiadamente tales como cabezales y colgadores de tubería de revestimiento, cabezales y colgadores de la

tubería de producción, válvulas y conjuntos de válvulas para el control de la operación utilizando los instrumentos apropiados y dispositivos para limitar el flujo. Cada árbol de navidad consiste de una variedad de componentes corrientes que se ensamblan en diferentes formas de acuerdo a los requerimientos específicos del pozo; estos requerimientos incluyen controles especiales del flujo, cierre del mismo, prevención de reventones, métodos para añadir materiales en espacios anulares, actuación motorizada de las válvulas y otros similares. A continuación se muestran los tipos de arboles de navidad de terminación simple:

ÁRBOLES PARA DOBLE

DE NAVIDAD TERMINACIÓN

Que están constituidos por los cabezales de tubería para instalar dos columnas de producción y explotar simultáneamente dos niveles que pueden ser arenas de baja, mediana o alta

presión, los dos niveles gasíferos o petrolíferos, o niveles combinados entre gasíferos y petrolíferos.

A continuación se muestran los tipos de arboles de navidad de terminación doble:

COMPONENTES DE UN ARBOL DE NAVIDAD

El esquema general del cabezal de pozo:

Cada árbol de navidad consiste de una variedad de componentes corrientes que se ensamblan en diferentes formas de acuerdo a los requerimientos específicos del pozo; estos requerimientos incluyen controles especiales del flujo, cierre del mismo, prevención de reventones, métodos para añadir materiales en espacios anulares, actuación motorizada de las válvulas y otros similares. No siempre se adquiere el árbol de navidad completo, se puede usar sistemas de dos o de cuatro cañerías, pero el sistema de tres cañerías representa el conjunto de árboles de navidad “típico” utilizado en el mercado gasífero. El árbol de navidad es un conjunto de válvulas, conexiones y accesorios (fittings) usados para controlar la producción de fluidos y permitir el acceso a una sarta de producción abierta. Incluye todo el equipo que se instala sobre el flanche superior del “tubing head”. Muchas variaciones en el orden de estos accesorios (fittings) son disponibles para cada necesidad.

El flanche adaptador a la cabeza del “tubing “ (tubing head adapter flange) es un flanche intermedio usado para conectar a la válvula principal, suministrando a la vez un soporte y sello para el tubing y su anular. Los componentes básicos del árbol de Navidad son:

A

continuación se describirán cada uno de sus componentes: a) Cabezas de Revestimiento.Cabeza del revestimiento, superficial es una unidad conectada al tope del revestimiento Componentes delsarta árbol navidad de superficie, para soportar la siguiente dede revestimiento, que puede ser el revestimiento de producci6n o el intermedio, y da también sello al espacio anular entre los dos revestimientos.

Está compuesta de una concavidad para colocar el “casing hanqer” del siguiente revestimiento, un su parte superior termina en un flanche donde son colocados los preventores mientras se continúa con la perforación, posteriormente pera colocar la cabeza del revestimiento intermedio o una cabeza de “tubing”. En su parte inferior se conecta con el revestimiento sobre el cual se instalo: Esta conexión puede ser roscada, con rosca hembra o rosco macho, para pozos no muy profundos, y soldada para pozos profundos. Esta cabeza tiene dos salidas laterales de 2 pulgadas línea, roscadas o con flanches, donde se pueden conectar líneas para tener el anular o colocar manómetros que permitan medir la presión del anular. Las cabezas de revestimiento mas usadas tienen rangos en tamaños nominales desde 6 hasta 20, para y soportar revestimientos desde 4 ½ a 16 pulgadas. Todos los componentes de una cabeza de pozo deben, tener un diámetro interno mínimo de aproximadamente 1/32 de pulgada mayor que el diámetro “drift” (diámetro para correr una herramienta) del tubo sobre el cual dicha cabeza es usada.

b) Manómetro.Estos indicadores de presión permiten controlar las presiones del pozo, las presiones anulares o la presión del tubing y casing se miden con manómetros. c) Brida de Medición (tapa).La brida de medición sella la parte superior del árbol y esta adaptada para la instalación de un manómetro, retirando esta brida se tiene acceso al tubing.

d) Válvulas.Son generalmente API, hechas de acero de alta resistencia. Principalmente son de dos tipos: Válvulas de compuerta y válvulas de tapón. Las hay con flanches o roscadas. Las válvulas de apertura total deben ser usadas en el cuerpo vertical del árbol para garantizar los corridos con cable de conducción. Las llaves, crucetas, codos y conjuntos laterales del árbol deben tener un tamaño que siendo económico no presente restricciones indebidas al flujo. Los tamaños de estos implementos varían desde 2 a 4 pulgadas, aunque dos pulgadas es normalmente adecuado.

Entre las válvulas mas utilzadas tenemos: Válvula de Pistoneo (corona).Se utiliza para cerrar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades a armar para trabajos con cables de perfilaje, tuberías continuas (coil tubing) y reparación. Te de Flujo (cruz).-

Se usa para permitir que las herramientas puedan correrse en el pozo; mientras continua la producción por la línea de flujo. Válvula Lateral.Se utiliza para cerrar el pozo en la mayor parte de las operaciones de rutina, son las más fáciles de reemplazar en caso de deterioro o lavadura de la misma. (**)Estrangulador.Permite controlar la cantidad de flujo que el pozo produce. Entre las válvulas del árbol de navidad tenemos los choques o también llamados estranguladores . Esta tipo de válvula es tan importante que merece su estudio. CHOKES O ESTRANGULADORES DE FLUJO Son accesorios de control instalados en el portachoke del árbol de navidad ubicado entre su salida principal y la línea de descarga que se instala para controlar y mantener las condiciones optimas de producción durante la descarga de fluidos de pozo por el árbol de navidad. Sus objetivos de uso son los siguientes: a) Mantener la producción con presiones y caudales controlados de acuerdo al programa. b) Minimizar riesgos de daño en las formaciones a través de control de flujo racional. c) Proteger los equipos de superficie. d) Controlar posibilidades de conificación de agua o de gas en pozos petrolíferos. e) Permite obtener información real para calcular el índice de productividad y controlar la estabilidad de la presión y el caudal. Cuando el pozo esta en producción la relación de presiones en las líneas de descarga son las siguientes: Sin choke:

P1=P2

Producción incontrolada.

Con choke:

P1 ≠ P2

Producción controlada.

Considerando los objetivos de los chokes, en todos los casos de pozos petrolíferos y gasíferos, no es recomendable prescindir de los chokes para la etapa de producción, debido que es el único instrumento que permite optimizar y racionalizar la energía del yacimiento para mantener la explotación controlada de las arenas. TIPOS DE CHOKE Existen dos tipos de choke: a)

Los choques positivos. Denominados también chokes fijos, porque para cambiar su diámetro durante las pruebas de producción o durante las operaciones de chokeo es necesario sacar toda la unidad de choke del árbol de navidad para instalar otro diámetro distinto demorando las operaciones de producción y de chokeo con la necesidad de cerrar pozo a través de la válvula maestra. Existen chokes positivos en las dimensiones variables, desde 1/64’’, 2/64’’, 3/64’’,…., 126/64’’ de diámetro.

b)

Chokes variables. Denominados también chokes ajustables debido a que para cambiar su dimensión no es necesario desmontar la unidad de choke y solo se procede a ajustar en su misma instalación de acuerdo a las especificaciones que vienen señaladas en los catálogos respectivos donde indica el número de vueltas que se debe practicar para aumentar o disminuir la dimensión del choke, al igual que los anteriores tipos existen en las dimensiones desde 1/64’’, 2/64’’, 3/64’’,…., 126/64’’ de diámetro.

CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL TIPO DE CHOKE Se utiliza los siguientes criterios: -

Presión estática (Ps) y presión fluyente (Pw) del pozo, programado. (*)

-

Caudal de producción en función a las presiones. (*)

-

Relación RGP y RAP. Tipo de árbol de navidad, líneas de descarga del árbol de navidad

(*) Más importantes

Válvulas Maestras.Son las válvulas principales de cierre , se encuentran abiertas durante la mayor parte del ciclo de vida del pozo y se utilizan lo menos posible, en especial la válvula maestra inferior. Válvula Contrapresión (b-p-v).Es una válvula choque instalada en al “tubíng hanger o en un mandril sobre el tubing hanger para sellar el tubing mientras se quitan los preventores y luego se coloca el árbol de navidad o las válvulas de control. Después de puesto el árbol navidad, e1 tubing“, puede ser circulado a través del B-P-V y el empaque del fondo asentado. Una vez desplazado el tubing y asentado el empaque con un lubricador instalado sobre el árbol se retira el B-P y el pozo se pone en producción. Siempre el conjunto del árbol de navidad debe ser probado con presión de trabajo y verificar el diámetro interno antes de ser instalado. Se acostumbra instalar un adaptador de prueba, sobre el tope del árbol para facilitar la instalación .de un lubricador de pruebe. Un choque o restricción se conecta después de la válvula lateral para controlar y regular el flujo, de acuerdo a las necesidades, el cual puede ser fijo o ajustable.

Si el pozo tiene energía suficiente para hacer mover los fluidos hasta la batería o subestación de recolección, se dice que este fluye y en este caso sólo se coloca el árbol de navidad ya descrito. Casi siempre todo yacimiento al comienzo de su vida productiva presenta producción por flujo natural. e) Colgador de Tubing.La canasta colgadora sostiene la columna de tubing, cierra el espacio anular del casing y permite la circulación hacia el árbol de producción. f) Válvula de Casing.Permite el acceso al espacio anular entre el tubing y el casing.

g) Colgador de Casing.La canasta colgadora (conjunto de cuña y empaque) sostiene y empaqueta la tubería de revestimiento dentro del carretel colgador.

h) Casing.Es una columna de cañería que evita el cierre del pozo por derrumbe e impide la comunicación de una zona a otra.

i)

Tubing.-

Se trata de una columna de cañería que sostiene y permite el flujo del fluido que produce la formación.

En los campos de Bolivia se utilizan árboles de navidad para los tres tipos de terminación, a continuación la siguiente tabla nos muestra lo dicho: CAMPO

FORMACION

POZO

ARREGLO

CARRASCO

ROBORE ROBORE

CRC – 7 CRC – 11

SIMPLE SIMPLE

BULO BULO

ROBORE ROBORE ROBORE ROBORE

BBL – 3 BBL – 8 BBL – 9 BBL – 11 LL, BBL – 11 LC

SIMPLE SIMPLE SIMPLE DOBLE

KANATA

YANTATA YANTATA YANTATA YANTATA YANTATA

KNT-X2D, KNT-X3, KNN-1LC, KNN-1LL, KNN-3D LC, KNN 3D LL, KNN-4H KFW-01.

SIMPLE DOBLE DOBLE SIMPLE SIMPLE

Diagrama de un Árbol de Navidad para terminación simple

A continuación esta la descripción de cada una de las partes del arbolito, entre estas estan las dimensiones de las diferentes válvulas y de los diámetros que se utilizan en cada seccion del arbol de navidad o cabezal de pozo.

Nº Cantidad Descripción SECCION A 1

1

13 3/8 GRAY CGS HD, TIPO CWC 12´´ 3M MSP X13 3/8 EU 8RD, X-22´´ 5M MSP OUTLETS, W/V.R.

2

1

2 1/16´´ 3M# MSP GRAYGATE VALVE W/2´´ 5M# MSP FLG ENDS, TIPO "A" TRIM

3

1

2" GRAY VALVE REMOVAL PLUG

4 5 6 7 8 9

1 1 2 3 24 1

2" CAP PLUG, 1/4" DRILLED 2" BULL PLUG, 1/4" DRILLED 2" COMP. FLG. 5M MSP THED 2" L.P. API 24 GASKET RING 7/8 x 6" STUNDS W/TWO HEX NUTS 1/2" 200-N KEROTEST GAUGE COCK

10 20

1 3/8"x10 3/4" STUDS W/TWO HEX NUTS

11 1

API 57 GASKET RING

12 1

13 3/8 x9 5/8" TIPO "W" GRAY CGS HGR

SECCION B 13 1

9 5/8" GRAY CSG HD SPOOL, TYPE CWC, 12" 3M MSP W/PIP X 10" 5M MSP W/2-2" 5M MSPFLG OUTLETS, W/V.R.

14 1

2 1/16" GRAYGATE VALVE W/2" 5M MSP FLG ENDS, TYPE "A" TRIM

15 16 17 18 19 20 21 22

2" GRAY VALVE REMOVAL PLUG 2" CAP PLUG, 1/4" DRILLED 2" BULL PLUG, 1/2" DRILLED 2" 5M COMP. FLG. THRD 2" L.P. API 24 GASKET RING 7/8 " x 6" STUDS W/TWO HEX NUTS 1/2" x 4 1/2" MARCH PRESSURE GAUGE 1/2" 200-N KEROTEST GAUGE COCK

1 1 1 2 3 24 1 1

23 24 25 26

12 1 1 1

1 7/8 x 14 3/8 STUDS W/TWO HEX NUTS API 54 GASKET RING 10 3/4 x 7" TYPE "W" GRAY CSG HGR 9 5/8" TYPE CWC GRAY OFF ASSY

SECCION C 27 1 28 1 29 1 30 1 31 1 32 2 33 3 34 24 35 1 36 1 37 12 38 1 39 1 SECCION D 40 1 41 3 42 1 43 1 44 1 45 1 46 1 47 7 48 24 49 1 50 1 51 1 52 1 53 1

7" GRAY TBG HD SPOOL, TYPE CWC, 10" 5M MSP W/PIP X 2 1/16" 5M# MSP GRAYGATE VALVE W/2 5M MSP FLG 2" GRAY VALVE REMOVAL PLUG 2" CAP PLUG, 1/4" DRILLED 2" BULL PLUG, 1/4" DRILLED 2" 5M COMP. FLG. THRD 2" L.P. API 24 GASKET RING 7/8 x 6" STUNDS W/TWO HEX NUTS 1/2" x 4 1/2" 5M#MARCH PRESSURE GAUGE 1/2" 200-N KEROTEST GAUGE COCK 1 3/8 x 10 3/4 STUDS W/HEX NUTS API 46 GASKET RING 7" TYPE CWC-P GRAY PACK PFF ASSY GRAY TBG BNT, TYPE F 6" 5M MSP FLG. X 2" 5M STD TOP 2 1/16" 5M# MSP GRAYGATE VALVE W/2 5M MSP FLG 2" 5M MSP STD TEE S.S. GRAY TYPE 8746 POSITIVE CHOKE, W/2" 5M MSP FLG 1/2" 1924 MARCH GAUGE COCK S.S. GRAY LUB ADAPT, L,2 5M, THD 2-3/ 8ODEU8RD 2" 5M COMP. FLG. THRD 2" NPT S.S API 24 GASKET RING 7/8" x 6" STUDS W/2 HEX NUTS FOR MAX CORROSIVE 2" GRAY PLUG BUSHING THRD 2 3/8" O.D. E.U. 8 RD. S.S. 2" GRAYLOC PLUG BUSHING SEAL RING 410 SS 7" x 2 3/8" H,W, GRAY TBG HGR SS 1/2" 110-N KEROTEST GAUGE COCK 1/2" x 4 1/2" 5M# MARSH GAUGE FOR MAX. CORROPSIVE

DEFINICION DE SEPARADOR: En la industria del petróleo y del gas natural, un separador es un cilindro de acero que por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua. Otras veces, cuando se utiliza en plantas de tratamiento este equipo se emplea para separar el glicol, que se usa como deshidratante del gas natural, de las naftas que se condensan dentro de las torres de absorción; o, cuando se refiere al uso de las aminas, que circulan en contracorriente con el gas natural, los separadores se emplean para eliminar los componentes ácidos, como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono que se absorben en la solución. DESCRIPCIÓN DE LOS SEPARADORES. Generalmente, el flujo que se obtiene de un yacimiento petrolífero es de naturaleza multifásica. La separación física de estas fases es una de las operaciones esenciales en la producción, tratamiento y transporte de crudos y gases. El propósito de un separador líquido–gas es separar corrientes mezcladas de líquido y gas de forma tal que se minimice el arrastre de pequeñas gotas de líquido en la corriente de gas. La separación gas–líquido se basa principalmente en las diferencias de densidad de las fases. Un separador también puede llamarse extractor ó tambor. Esta terminología es empleada sin importar la forma que posea dicho equipo. La principal función de los separadores de petróleo y gas es la de separar la mezcla en dos corrientes una líquida y otra gaseosa; sin embargo, existen equipos que adicionalmente separan el agua del petróleo por lo que se comportan como separadores trifásicos si tales cantidades son considerables. La presión de operación para los separadores puede variar ampliamente. En la mayoría de los campos petroleros la presión puede alcanzar valores inferiores a los 60 psig.

En operaciones de alta presión en donde no es práctico su reducción inmediata, pues no se optimizarían las cadenas de compresión del mismo, el intervalo de presiones puede estar entre 800 y 1200 psig y la reducción de la presión debe ser hecha en etapas. Entre los principales principios de operación de los separadores están: la gravedad, la fuerza centrífuga, el momentum, la coalescencia, el efecto de las placas deflectoras del equipo separador, entre otros. El tamaño y volumen del separador puede variar de acuerdo a las necesidades de operación de la planta. PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN. En el diseño de separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que pueden encontrarse los fluidos y el efecto que sobre éstos puedan tener las diferentes fuerzas o principios físicos. Los principios fundamentalmente considerados para realizar la separación física de mezclas líquido–gas son: el momentum ó cantidad de movimiento, las fuerzas de gravedad y arrastre y la coalescencia. Toda separación puede emplear uno o más de estos principios, pero siempre las fases de los fluidos deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separación. A continuación se explicarán brevemente los principios fundamentales de separación: 1. Momentum (Cantidad de Movimiento). Fluidos con diferentes densidades tienen diferentes momentum. Si una corriente de dos fases cambia bruscamente de dirección, el fuerte momentum o la gran velocidad adquirida por las fases, no permiten que la partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase liviana, este fenómeno provoca la separación. 2. Fuerzas de Gravedad y Arrastre. Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, debido a que la fuerza gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la fuerza de arrastre del fluido de gas sobre la gota. El equilibrio de estas fuerzas definen la velocidad crítica del gas. Las gotas se separan de la fase gaseosa si la fuerza gravitacional que actúa sobre la gota es mayor que la fuerza de arrastre del gas sobre la partícula. El coeficiente de arrastre es una función de la geometría de la partícula y el número de Reynolds del gas que fluye. Para los propósitos de esta ecuación la forma o geometría de la partícula es esférica.

3. Fuerza Centrífuga (Inercia). Cuando la materia se encuentra en movimiento, ofrece una resistencia al cambio de dirección ya que tiende a moverse en línea recta. Cuando una corriente bifásica cambia de dirección, sucede lo mismo, las gotas de líquido debido a su mayor densidad, ofrecen una mayor resistencia al cambio de dirección usualmente la salida de gas se encuentra en el tope) y tienden a continuar su viaje en línea recta, debido a esto, resulta una colisión de las partículas líquidas con las paredes del separador. Ya que la mayoría de las operaciones de separación en las refinerías y áreas de producción involucran partículas líquidas densas en un gas menos denso, las partículas pueden ser separadas por medio de la fuerza centrífuga; este principio solo aplica a grandes volúmenes de gas y grandes gotas de líquido. 4. Fuerza de Choque o Impacto. La fuerza de choque es probablemente uno de los principios más usados para la separación de pequeñas partículas en las operaciones gas– líquido. Este principio se basa en la acción mediante la cual se induce al fluido a chocar para producir la separación primaria de los hidrocarburos en gas y petróleo, o separar las partículas líquidas que transporte el gas. En este renglón entran los llamados extractores de niebla. 5. Coalescencia. Las gotas muy pequeñas que no pueden ser separadas por gravedad, se unen por medio del fenómeno de coalescencia para formar gotas mayores, éstas se acercan lo suficientemente como para superar las tensiones superficiales individuales y poder de esta forma separarse de la corriente gaseosa por gravedad. 6. Filtración. El procedimiento de Filtración consiste en retener partículas sólidas por medio de una barrera, la cual puede consistir en mallas, fibras, material poroso o un relleno sólido. DATOS INCLUIDOS EN LAS PLACAS DE LOS SEPARADORES Presión nominal: Es la máxima presión a la que puede trabajar el equipo, sobre éste valor deberían estar calibradas las válvulas de alivio o venteo de seguridad. Presión de trabajo: Es la presión recomendada por el fabricante para una operación normal. Temperatura de trabajo: Es la temperatura recomendada por el fabricante para una operación normal.

Presión de prueba: Es la máxima presión con que se ha probado el equipo en fábrica, y el valor más alto garantizado con el equipo nuevo. Normalmente es un 50 % más del valor de la presión nominal. Caudal de gas: Es el caudal máximo de gas permisible para una garantizada eficiencia con los valores de temperatura y de presión denominadas como de trabajo. Caudal de líquido: es el caudal máximo de líquido permisible para una garantizada separación con los valores de presión y temperatura descriptos anteriormente. FUNCIONES DE LOS SEPARADORES La energía del fluido al entrar al recipiente debe ser controlada. Las tasas de flujo de las fases liquida y gaseosa deben estar comprendidas dentro de ciertos límites, que serán definidos a medida que se analice el diseño. Esto hace posible que la separación inicial se efectúe gracias a las fuerzas gravitacionales, las cuales actúan sobre esos fluidos. La turbulencia que ocurre en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada. Las fases líquidas y gaseosas; luego de ser separadas, no pueden volverse a poner en contacto. Las salidas de líquido deben estar provistas de controles de presión y nivel. Las regiones del separador donde se pueden acumular sólidos deben en lo posible tener las provisiones para la remoción de los mismos. El separador requiere de válvulas de alivio para evitar presiones excesivas. El separador debe poseer manómetros, termómetros y controles de nivel. Es conveniente que cada recipiente posea boquillas para inspección; para ciertas dimensiones la ASME exige bocas de visita (manholes). COMPONENTES BÁSICOS DE LOS SEPARADORES. 

Recipiente o cuerpo del separador.

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Tubos de entrada y de salida de fluidos.

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Angulo de impacto.

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Secciones de separación (primaria, secundaria, extractor de niebla)

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Válvulas de descarga de los componentes separado

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Sección de acumulación de líquido.

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Accesorios internos y externos tales como: o Válvulas de control interno. o Manómetros. o Niples. o Válvulas internas de contrapresión. o Flotadores.

SECCIONES DE LOS SEPARADORES: Los separadores usualmente tienen 4 partes: •

Sección A

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Sección B

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Sección C

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Sección D

Sección A: Separación Primaria Esta sección sirve para la separación del mayor volumen de líquidos de la mezcla mediante la reducción de la turbulencia a través de un cambio de dirección que experimenta el líquido que ingresa por la entrada al chocar con el ángulo de impacto o placa desviadora, a partir del cual se imparte un movimiento circular de gran velocidad para luego pasar a la sección de separación secundaria con velocidad reducida. El efecto de

la velocidad circular es el que determina el grado de eliminación de las partículas líquidas con una separación parcial de la fase gaseosa que es completada en la sección secundaria. En los separadores horizontales y esféricos se colocan dispositivos de desviación para llevar a cabo este fenómeno con el minimo retorno de líquido. La figura muestra dos dispositivos básicos de desviadores que son comúnmente usados: DESVIADORES DEL FLUJO DE ENTRADA

El primero (a) es un desviador de flujo en forma de un plato semiesférico, o también de otras formas, como son la de plancha plana, hierro angular, cono o cualquier obstrucción que realice un cambio brusco en la dirección y velocidad de flujo. La placa desviadora en su diseño, está fijada principalmente por soportes estructurales requeridos para resistir el impacto de carga. Una de las ventajas de un dispositivo similar a un plato semiesférico o cónico es que crean menor turbulencia que las placas planas o hierros angulares a la vez que disminuye los problemas de arrastre y emulsificación.

El segundo (b) es un mecanismo del tipo ciclón. En este sistema, para la separación inicial de gas y petróleo, y la disminución de la velocidad de fluído, se usa la fuerza centrifuga en lugar de la agitación mecánica. Este tipo de mecanismo puede tener una chimenea ciclónica o puede usar una velocidad tangencial del fluido alrededor de las paredes del ciclón. Los mas usados son aquellos que tienen una entrada una medida de boquilla que crea una velocidad de fluido de aproximadamente 20 p/s alrededor de una chimenea.

Sección B: Separación Secundaria Cuando la mezcla gas – petróleo – agua parcialmente separado pasa a la sección secundaria que trabaja con mayor presión de separación para separar las gotas mas pequeñas de líquido hasta 100 micrones por efecto del mecanismo de separación que esta basada en el asentamiento por gravedad de las partículas líquidas que es arrastrada por el gas y que cae a la sección de acumulación. El gas más puro pasa por el extractor de niebla para ser orientada hacia una sección vacía del separador y de este a las salidas del gas. La eficiencia de separación de esta sección depende principalmente de las propiedades del gas, el tamaño de las partículas líquidas y el grado de turbulencia del gas que en el interior del separador es controlada por accesorios denominados rompeolas o mediante la estabilización de la mezcla añadiendo a la corriente de petróleo aditivos químicos estabilizadores. A menudo se reduce al mínimo el factor de turbulencia con la disposición de la entrada y el diseño de instalación apropiados de los conductos de alineamiento, sobre todo en separadores horizontales es necesario instalar rompe olas, que son simplemente desviadores verticales que franquean la interface gas-liquido perpendicular al fluído la espuma en la interface puede ocurrir como burbujas de gas que salen fuera del liquido. La espuma puede ser estabilizada añadiendo sustancias químicas en la entrada. Muy a menudo una solución más efectiva es forzar a que la espuma pase a través de una serie de placas paralelas inclinadas en la figura siguiente ayuda a unir las burbujas. También es práctica común incluir un dispositivo para romper remolinos la figura para evitar que este se desarrolle, cuando la válvula de salida del líquido esté abierta. El remolino puede sacar el gas de la sección de vapor y reingresar por la salida del líquido. DISPOSITIVO DE PLACAS PARALELAS

DISPOSITIVO PARA EVITAR REMOLINOS

Sección C: Sección de Coalescencia Es la sección donde se elimina al máximo las gotas mas pequeñas de líquido, 10 micrones, que han quedado en la corriente de gas después de que la mezcla ha pasado por las dos anteriores secciones. El principio de funcionamiento del extractor esta basado en el efecto del choke de burbujas en la superficie metálica del extractor donde se origina fuerzas centrífugas que hacen funcionar al extractor de niebla para reducir el contenido de líquido impregnado en el gas en una proporción de 0.1 gal/MPCgas. Los separadores en general pueden estar equipados con tres tipos de extractores que son:

-

Los de serpentines de alambre. Los modelos tipo paleta. Los modelos de platos concéntricos.

Durante este proceso la eficiencia de los extractores es función de la velocidad de circulación de la mezcla en el interior del equipo, por lo que si estas velocidades no son apropiadas, de acuerdo con las presiones de separación, un porcentaje de partículas líquidas continuarán en la mezcla sin la posibilidad de cohesionarse para caer por gravedad a la sección de acumulación. En ciertas situaciones, no es aceptable que gotas muy finas de la fase líquida sean arrastradas en la fase gaseosa, por ello es necesario que, por coalescencia, tales gotas finas alcancen un tamaño lo suficientemente grande para separarse por gravedad; para lograrlo se hace necesario tener elementos como los eliminadores de niebla o mallas.

Los tipos de eliminador de niebla TIPO MALLA

Tipos de Extractores de Niebla

La efectividad de estos extractores depende fundamentalmente de la velocidad delgas; si estas velocidades son bajas, la niebla solamente tiene a ir a través de la red sin que las gotas se unan o se empapen en el tejido de alambre. TIPO PALETA

Los eliminadores de paletas Los eliminadores de niebla tipo paleta, son un conjunto de placas onduladas y paralela entre si. Esta disposición hace que el flujo de niebla sufra constantes cambios direccionales, al mismo tiempo hace que pequeñas gotas de líquido se adhieran a la superficie de las paletas. La unión de estas gotas pequeñas forma gotas mayores capaces de caer inicialmente a un punto de recolección y luego a la sección de acumulación de líquidos. TIPO CICLON

Tipos de Eliminadores de niebla

Los eliminadores centrífugos de niebla, Figura separan las gotas líquidas por fuerza centrifuga, estos pueden ser más eficiente que los anteriores y menos susceptibles a obstruirse; sin embargo, no son comúnmente usados en operaciones de producción, debido a que la eficiencia es sensible a pequeños cambios de flujo; además, requieren una presión relativamente grandes para crear una fuerza centrífuga.

Sección D: Zona Colectora de líquido

Es la sección donde se descarga y se almacena los líquidos separados. Debe tener la suficiente capacidad para almacenar y mantener volúmenes constantes sin el peligro de rebalses por efecto de incrementos de flujo o caída de las partículas líquidas. Para este efecto esta equipada de accesorios tales como rompeolas para evitar estas turbulencias, flotadores, purgas y los controles de nivel para evitar rebalses de líquido.

Tipos de Rompe - Vórtices

ESQUEMA GENERAL DE UN SEPARADOR:

PARTES DE UN SEPARADOR. 1. Se cuenta con un recipiente o carcasa de acero cuyo tamaño depende de la capacidad requerida. El espesor de este casco de acero depende de la presión a la cual se ha diseñado. 2. Existe un espacio en el fondo del recipiente para la deposición del líquido. 3. Se tiene un espacio en la parte superior del recipiente para que el gas fluya después que ocurre la separación de los líquidos. 4. Hay una salida para el líquido cerca del fondo del separador. En esta salida se instala una válvula automática (válvula de control de nivel), la cual puede abrirse cuando el nivel de líquido llega a un nivel predeterminado dentro del separador y cerrarse cuando dicho nivel ha bajado hasta otro punto predeterminado, ó permitir un flujo continuo logrando que el nivel de líquido se encuentre en un nivel fijo predeterminado. 5. Se cuenta con una conexión de drenaje en el fondo del recipiente con una válvula manual. Al abrirse la válvula, se drenan las acumulaciones de agua, arena y sedimentos del fondo del recipiente.

6. Se tiene un visor de nivel en el exterior del separador para observar en donde se encuentra el nivel de líquido dentro del recipiente. 7. Hay una línea de salida de gas en la parte superior del recipiente que va al sistema colector de gas. En esta línea se encuentran una válvula de control de presión y una válvula de venteo, ambas se ajustan para mantener la presión deseada en el separador. 8. En la parte superior del separador se cuenta con un sistema que evita que la presión sea excesivamente superior a la presión de operación. Esto puede consistir en una válvula de seguridad o alivio, también llamada de relevo, y un disco rompible. Tal situación puede aparecer como resultado del mal funcionamiento de la válvula de control (de nivel y/o presión). 9. Existen conexiones para la inyección de química antiespumante y desemulsificante, los cuales en ciertas ocasiones se hacen necesarios para mejorar la separación. 10. También se cuentan con conexiones para manómetros y termómetros, mediante los cuales el operador puede conocer las condiciones a las cuales se esta realizando la separación. 11. Un dispositivo adicional, el cual es usado para hacer mas efectiva la separación es el extractor o eliminador de niebla, aunque existen muchas variantes, el más usado es el llamado “malla”, que consiste en un tejido de materiales metálicos que proporciona una gran superficie al flujo de gas húmedo. El objetivo de este dispositivo radica en que se formen gotas de condensado en la superficie de la malla metálica cuando pasa el gas húmedo a través de ella y vuelvan a caer en el líquido que se encuentra en el fondo del separador. ACCESORIOS PARA SEPARADORES. Dispositivos de Seguridad. Los dispositivos de seguridad que normalmente se instalan en los separadores son una válvula de alivio y un disco de ruptura. La válvula de alivio es usada para aliviar la presión del separador por debajo de la presión de punto de ruptura del disco. Sistema de Venteo. Están formados por medidores de presión en el recipiente, válvula de bloqueo, válvula de venteo y sus respectivos sistemas de tuberías. Estos sistemas se encargan de enviar el gas contenido en el recipiente a sistemas recolectores o mechurrios para descargarlo al ambiente. Todos los tipos de separadores deben ser provistos con servicios protectores de sobre–presión de acuerdo a los requerimientos de las normas ASME (American Society Mechanical Engineer , Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos).

Drenajes. Son empleados para descargar los sólidos acumulados en el fondo del separador a lo largo del tiempo. Bocas de Visita. Son utilizadas para supervisión, mantenimiento del recipiente y posibles reparaciones en caso de fallas. Son colocadas a un lado del separador, aunque en separadores verticales deben agregarse algunas a diversas alturas del mismo y en ocasiones incluso en el tope del recipiente. Son circulares y sus dimensiones varían de acuerdo al tamaño del separador, se sugieren bocas de 24 pulgadas con la implementación de agarraderos para facilitar la inspección. Sistema de Control de un Separador. Existen dos funciones auxiliares las cuales deben realizar los separadores de petróleo y Gas, las cuales son: 1. Mantener la presión de operación en el separador. Para que un separador de crudo y gas realice sus funciones, la presión en el separador debe mantenerse de modo que el líquido y el gas puedan ser descargados en sus respectivos sistemas de recolección. La presión es mantenida mediante el uso de una válvula de contrapresión de gas en cada separador, o con una válvula maestra que controla la presión en una batería de dos o más separadores. La válvula de contrapresión en la línea del gas se instala aguas abajo del separador y generalmente a una distancia corta de él. 2. Mantener un cierre líquido en el separador. A fin de mantener el líquido en el recipiente el tiempo de retención necesario para que ocurra la separación de las burbujas de gas presentes en el líquido, así como mantener la presión en el separador, debe haber un cierre de líquido en la parte inferior del recipiente. Este cierre previene pérdidas de gas por la línea de líquido; para lograrlo, se requiere un controlador de nivel líquido, una válvula controladora de nivel, un interruptor de bajo nivel y uno de alto nivel y una válvula de bloqueo. El controlador automático de la descarga de líquido de la sección inferior del separador es conocido como el control de nivel. El funcionamiento no es nada complicado pues consiste en un cierre o abertura de la válvula controladora de nivel, de manera que el líquido se mantenga entre un nivel máximo y otro mínimo preestablecidos o en un punto específico. El interruptor de alto nivel consiste en un interruptor que actúa cuando el controlador de nivel se avería y el líquido sigue subiendo, en estos casos el interruptor que se encuentra un poco más arriba que el controlador es quien envía la señal de alarma a la válvula de bloqueo.

Los separadores podrían ser provistos con uno o más controladores de nivel. En los bifásicos, usualmente un controlador en la sección de acumulación de líquido activa una válvula de descarga para mantener los requerimientos de nivel exigidos. Para las conexiones de instrumentos con el recipiente se requieren boquillas cuyo diámetro sea de ½ ó ¾ de pulgadas. TIPOS DE SEPARADORES Se clasifican según:

1. Según su Función:  Separadores de Producción. Son separadores que reciben los fluidos provenientes de la línea general del múltiple de producción general.  Separadores de Prueba. Son aquellos separadores que reciben la producción de un solo pozo con el objeto de medirla. Los separadores de prueba se conectan a un solo pozo, se les instala un instrumento medidor de gas en la tubería de salida del gas y un sistema de medición para crudo; estos instrumentos miden el flujo de gas, de crudo y de agua producido por el pozo. Cuando se desea determinar la producción de fluido y gas de un pozo se lo deriva al separador de ensayo pasando previamente por el calentador si así se requiere. En nuestra operación contamos con los siguientes tipos de separadores de ensayos: o Separadores de ensayos horizontales con dos recipientes medidores (National Tank). o Separador de ensayo horizontal con un recipiente medidor (BS&B National Tank, Salcor Caren). o Separador de ensayos horizontales con “net oil computer”. o Separador de ensayos verticales (tipo rolo). Este separador de prueba también es llamado separador de ensayo, a continuación se mostrara el grafico representativo de un separador de ensayo:

SEPARADOR DE ENSAYO

La separación gas-petróleo se produce básicamente en la misma forma que la descripta para el separador general. Todos los separadores de ensayo están equipados con una válvula de alivio regulada a 125 psi y un disco de ruptura. Al igual que el separador general, los separadores de ensayo cuentan con una serpentina que eventualmente se conecta al sistema de distribución de vapor. En esta sección describiremos los separadores de ensayo horizontales (de uno y dos recipientes medidores) y el separador con “net oil computer”

2. Según su Forma:  Cilíndricos. Son los más comúnmente usados, y por lo tanto fueron los que se estudiaron. Su posición puede ser vertical u horizontal.

Separadores Verticales. Los separadores verticales han sido equipos generalmente usados para la mayoría de las operaciones de campo. Prácticamente resultan indispensables cuando existen grandes limitaciones de espacio. En general, los separadores verticales son aplicables cuando existen intervalos altos de gas–líquido. Separadores Horizontales. Estos separadores presentan un área de superficie de contacto entre ambas fases mayor que en el caso del separador vertical, por lo que es posible la liberación mas eficiente del gas. Generalmente, los separadores horizontales son operados con una altura de líquido igual a la mitad de su capacidad a fin de maximizar el área interfacial gas–líquido.  Esféricos. Este tipo de separador no es muy eficiente además de exhibir dificultades en su fabricación, por lo cual no son usuales en operaciones de separación de gas–petróleo.

3. Según las Fases que Separa:  Separadores mono cilíndricos o monofásicos. Son de una sola fase o etapa, utilizados en campos netamente petrolíferos con poco porcentaje de gas, o sea, sirven solo para obtener petróleo puro.  Separadores Bifásicos. Dispositivo mecánico que se emplea en la separación de un fluido en sus fases líquida y gaseosa y en el cual no se pretende aislar el agua del petróleo y viceversa.

.  Separadores trifásicos. Los separadores trifásicos son considerados como separadores convencionales de tres fases para separar los tres componentes comunes del fluido de pozo, o sea, gas – petróleo – agua. El gas sale por la salida superior o salida de gas, el petróleo por sus salidas correspondientes ubicadas en la parte inferior del cuerpo y el agua mas sedimentos por las tuberías de drenaje ubicadas en la base del separador.

Para el diseño y selección de los separadores se utiliza la siguiente combinación de tipos de separadores:

En las operaciones de separación utilizando los tipos de separadores indicados, la eficiencia de separación depende de los siguientes factores: a) Tamaño de las partículas, liquidas y gaseosas. b) Densidad de la mezcla. c) Velocidad de circulación del gas desde la sección primaria hasta el extractor de niebla. d) Temperatura y presión de separación. A mayor presión, mayor la capacidad de separación líquida. A mayor temperatura, mayor la capacidad de separación de gas. e) Densidad de los líquidos. La capacidad de separación es directamente proporcional a la diferencia de densidades entre el petróleo y el agua e inversamente proporcional a la densidad de gas. f) Viscosidad del gas. Es un factor que afecta a la velocidad de asentamiento de las partículas líquidas, por tanto a mayor viscosidad de gas menor la velocidad de asentamiento del petróleo.

SEPARADORES HORIZONTALES.

Los separadores horizontales se clasifican en dos tipos: Separadores horizontales monocilíndricos. Constituidos por un solo ojojo son conocidos también como separadores simples y pueden ser de dos o tres fases de baja presión de mediana presión y de alta presión. Los de dos fases sirven para separar petróleo más gas con poco porcentaje de agua. Los sepáradores de tres fases o separadores convencionales sirven para separar los tres componentes del fluido de pozo (petróleo – gas – agua).

Entre las ventajas de los separadores horizontales simples podemos mencionar:  Bajo costo inicial.  Fácil instalación en lugares fríos.  El líquido separado tiene una temperatura que reduce la congelación y la deposición de parafinas. Separadores horizontales bicilíndricos. Están constituidos por dos cilíndricos o cuerpos de separación montadas una sobre otra y conectadas por canaletas verticales de drenaje o circulación vertical, ojojo evacuan parte de líquido mas gas del cilindro superior al inferior donde se completa el proceso de separación. En algunos casos de campos petrolíferos productoras de crudos

pesados con poco porcentaje de gas es conveniente instalar separadores bicilíndricos o también combinar un bicilíndrico con monocilíndrico instalando como primer separador de alta presión el bicilíndrico para luego instalar un monocilíndrico de mediana y otro bicilíndrico de baja presión para completar el proceso.

Figura b.2

Entre las ventajas de los separadores horizontales dobles podemos indicar: 

Mayor capacidad bajo condiciones de surgencia.



Mejor separación en la cámara baja por ser pasivo.



Mejor separación de líquidos de densidades similares y un control más estables del nivel del líquido.

El mecanismo de funcionamiento de los separadores horizontales es similar a los verticales y sus características son las siguientes: a)

Tienen mayor eficiencia de separación de gas que los separadores verticales y los esféricos debido a que el área de interfase gas – petróleo es mayor en relación a los otros tipos de separadores, esta característica hace que las burbujas de gas arrastradas por el líquido son liberadas más fácilmente por el efecto combinado de impacto, velocidad de ojo y fuerza de gravedad que actúan mas intensamente en el ángulo de impacto antes de pasar por la sección primaria.

b)

La capacidad de manejo y eliminación de sólidos es menor en relación a los separadores verticales por lo que algunas instalaciones es necesario colocar hasta dos drenajes para facilitar la evacuación de agua y los sedimentos.

c)

Una desventaja de estos separadores radica en el hecho de que para su instalación sobre todo cuando se trate de baterías de gran capacidad con tres, cuatro o hasta seis unidades en paralelo se requiere de una infraestructura mayor de fundaciones haciéndose más dificultoso el de conseguir igualar los niveles de fluido en la sección de acumulación en relación a los otros dos tipos de separadores.

d)

Su ventaja mayor radica en el hecho de que son mas económicos, de mayor volumen de separación, son mas adecuados para manejar petróleos emulsionados, petróleos con porcentajes de espumas y algunos crudos con altas RGP.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES Ventajas.  Normalmente empleados cuando la relación líquido–vapor/gas es baja.  Requieren de poco espacio vertical para su instalación.  Fundaciones más económicas que las de un separador vertical equivalente.  Requieren menor diámetro, que un separador vertical, para una capacidad dada de gas.  Manejan grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de líquido, ó separación líquido–líquido, optimizando el volumen de operación requerido.  Los volúmenes de retención facilitan la desgasificación de líquido y el manejo de espuma, si se forma.  La separación de las gotas ocurre en un régimen de corrientes cruzadas, lo que genera mayor eficiencia de separación.  En los separadores horizontales la velocidad del gas puede exceder la velocidad de asentamiento del líquido con un L/D>1.  Son más económicos que los verticales.  Son más fáciles de instalar que los verticales. Desventajas.

 Variaciones de nivel de la fase pesada afectan la separación de la fase liviana, Ocupan mucho espacio horizontal.  Difícil remoción de sólidos acumulados (Necesidad de inclinar el recipiente ó añadir internos como tuberías de lavado).  No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales sólidos como arena o lodo, pues es difícil limpiar este tipo de separadores.  El control de nivel de líquido es más crítico que en los se paradores verticales.

SEPARADORES VERTICALES

Se caracterizan por tener una configuración cilíndrica vertical donde el fluido de la mezcla entra en forma tangencial por la parte media originando un movimiento circular de los fluidos creando fuerzas centrifugas y gravitacionales que provocan una eficiente separación en la sección primaria donde el deflactor cónico ojojo orienta al líquido separado a la sección secundaria desde donde las partículas mas livianas caen por su peso y por efecto de la gravedad hasta el fondo. ojojo El gas separado sube directamente a la sección secundaria para que las gotas mas pequeñas, 10 micrones, atrapadas en el flujo de gas, desciendan, el gas viaja a la parte superior hasta el extractor de niebla donde las partículas de 10 micrones se acumulan hasta tener un peso suficiente para caer por gravedad a la sección de acumulación desde donde es expulsado a las líneas de salida de petróleo y de este hacia el oleoducto. El gas sale del extractor de niebla por su tubo de descarga que generalmente esta conectada a las líneas de gasoducto y los sedimentos eliminados a través de la purga del separador. Este tipo de separadores se muestra en la figura, donde el flujo entra en forma tangencial, dando un movimiento circular a los fluidos, creando así fuerzas centrífugas y gravitacionales, proveyendo de esta manera una separación eficiente en la sección primaria. Un deflector cónico separa el líquido acumulado de la sección primaria para superar una superficie estática para el flotador de nivel del líquido y para una salida fácil del gas de la solución; el gas separado sube directo, a través de la sección secundaria donde las partículas líquidas atrapadas en el flujo del gas caen por su mayor peso; luego, el gas fluye por un extractor de niebla donde las partículas del líquido de 10 micrones y mayores en diámetro se acumulan, llegando a tener el peso suficiente para caer en la sección de acumulación del líquido. Los sedimentos a tener el peso suficiente para caer en la sección de acumulación del líquido. Los sedimentos acumulados en el fondo son expulsados a través de una conexión en la parte inferior del separador.

PARTES DE UN SEPARADOR

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS SEPARADORES VERTICALES Ventajas.  Normalmente empleados cuando la relación líquido–vapor/gas es alta y/o cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas.  Mayor facilidad, que un separador horizontal, para el control del nivel del líquido, y para la instalación física de la instrumentación de control, alarmas e interruptores  Ocupa poco espacio horizontal.  Facilidad en remoción de sólidos acumulados.  La eficiencia en la remoción del líquido no varía con el nivel de líquido,  Son preferibles cuando existen problemas de arena, o sólidos porque son más fáciles de limpiar.  Se logra una distancia vertical mayor entre el nivel de líquido y la salida de gas, disminuyendo así, la tendencia de la revaporización del líquido en la fase gaseosa.  Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido.  El control de nivel de líquido no es crítico, puesto que se puede emplear un flotador vertical, logrando que el control de nivel sea más sensible a los cambios.  Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son muy recomendables para flujos de pozos que producen por bombeo neumático, con el fin de manejar baches imprevistos de líquido que entren al separador. Desventajas.  El manejo de grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de líquido, ó separación líquido–líquido, obliga a tener excesivos tamaños de recipientes, cuando se selecciona esta configuración.  Requieren mayor diámetro, que un separador horizontal, para una capacidad dada de gas.  Requieren de mucho espacio vertical para su instalación.

 La eficiencia de separación es menor, ya que la separación de las gotas ocurre en un régimen de flujo en contracorriente.  Fundaciones más costosas cuando se comparan con separadores horizontales equivalentes.  Cuando hay formación de espuma, o quiere desgasificarse líquido ya recolectado, se requieren grandes volúmenes de líquido y, por lo tanto, tamaños grandes de separadores verticales.  Presentan problemas de mantenimiento y supervisión debido a sus alturas.  Son más costosos que los horizontales.  Son más difíciles de instalar que los horizontales.

DIFERENCIAS ENTRE LOS SEPARADORES: 

Normalmente los separadores horizontales son más eficientes en el manejo de volúmenes considerables de gas que los tipos verticales, puesto que en la sección de gravedad las gotas de líquido caen perpendicularmente al flujo de gas y se asientan más fácilmente fuera de la fase continua.



En los separadores horizontales, el área de interfase es mayor con relación a los separadores verticales; esto hace que las burbujas de gas, arrastradas por el líquido, sean liberadas más fácilmente mientras el líquido se acerca al equilibrio.



Los separadores horizontales no manejan sólidos tan bien como los verticales. La salida del líquido en un separador vertical puede ser colocada en el centro del cabezal de fondo, de tal manera que los sólidos puedan ser pasados a la próxima etapa del proceso; también puede ser instalada un poco más arriba, implementando un drenaje en la parte inferior, de modo que los sólidos sean purgados periódicamente. En cambio e un separador horizontal es necesario colocar varios drenajes a todo lo largo, puesto que los sólidos tienen un ángulo de reposo entre 45° y 60° ; estos drenajes deben estar espaciados a intervalos muy cercanos. Se efectuaron algunos ensayos de espaciamiento de estos drenajes, con la ayuda de chorros de arena para remover los sólidos, con resultados poco satisfactorios e inoperables por el alto costo.



Los separadores horizontales requieren mayor área de proyección horizontal que el equivalente en separadores verticales, sin embargo, este punto no debe ser de importancia en lugares de tierra firme.



La geometría de los separadores horizontales hace que el control de nivel sea más dificultoso que en los verticales.



Sobre todo, los separadores horizontales son más económicos para separación normal líquido-gas, particularmente donde puede haber problemas con emulsiones, espumas o altas relaciones gas/petróleo.



En términos de proceso de separación, los horizontales serían preferibles; sin embargo, en ciertas situaciones algunas desventajas podrían conducir a la preferenci a para separador vertical.

DISEÑO DE LOS SEPARADORES Los siguientes datos y criterios técnicos son utilizados para seleccionar los separadores gas petróleo y armar las baterías donde se procesará todo el volumen de producción del campo. De acuerdo a la extensión y el número de pozos productores del campo se instalan dos o mas baterías de separación con una agrupación racional de pozos para cada batería. Los criterios técnicos utilizados son: a)

Características del fluido de pozo, o sea las características físicas, las características químicas y la cantidad de sólidos.

b)

Volumen de producción que ingresará a cada batería.

c)

Capacidad del sistema de recolección de las líneas de flujo y de las líneas de descarga, capacidad del manifold de control.

d)

Etapas de separación de acuerdo al tipo de crudos.

e)

Presiones y temperaturas de separación que será aplicada en función al volumen.

En base a estos datos se realiza la selección de los tipos de separadores para cada batería con el objeto de obtener máximos rendimientos en la recuperación de líquidos. Para este efecto se dispone de los siguientes sistemas de separación. 1. Sistema de separación en una sola etapa, que se utiliza en algunos tipos de yacimiento con la instalación de uno o dos separadores que trabajan en paralelo con una misma presión, su aplicación se limita a pozos de baja presión, baja relación gas – petróleo agrupando dos o hasta tres pozos por batería. 2. Sistema de separación por etapas, la mayor recuperación de líquidos se obtiene con este sistema de separación instalando baterías en campos con una densidad de pozos mayores a 20 en plena etapa de desarrollo. Este sistema se caracteriza por el uso de instalación de separadores que operan con presiones sucesivas, o sea de mayor presión a presiones cada vez mas reducidas hasta alcanzar el separador de mas baja presión debido a que los fluidos de campos productores siempre se descargan a un separador de mayor presión pasando luego al separador de mediana presión para concluir el proceso con un separador de baja presión.

La separación por etapas se divide en dos tipos: -

Separación en dos etapas, que son aplicados en campos de mediana presión con relaciones gas petróleo menores a 1500 pie 3 de gas por 1 m3 de petróleo. RGP < 1500 ft3/m3. En este caso se instalan separadores de mediana presión para primera etapa y separadores de ojojo para la segunda etapa.

-

Separadores en tres etapas, que es aplicado en campos productores de mediana y alta presión con RGP > 1500 ft 3/m3. En este caso se instala baterías conformadas por tres tipos de separadores donde la mezcla ingresa primero al separador de alta presión pasando luego al de mediana presión y de este al de baja presión donde se completa el proceso, los siguientes rangos de presión se considera para calificar a los separadores de baja presión menores a 500 psi. Separadores de mediana presión:menores a 1500 psi y mayores a 500 psi. Separadores de alta presión:

mayores o iguales a 1500 psi.

SEPARADOR GENERAL GAS-PETROLEO: La producción que ingresa a la estación se deriva al calentador y luego al separador general cuya función es la de separar el gas del petróleo. Existen distintos diseños de separadores; Horizontales, Verticales y Esféricos, en nuestra operación contamos con separadores horizontales y unos pocos del tipo vertical. En lo que sigue nos referimos a los separadores horizontales fabricados por la compañía National Tank SEPARADOR GENERAL

Los elementos internos que tienen estos equipos para efectuar la separación del gas, están constituidos normalmente pro una serie de deflectores angulares ubicados a la entrada y a continuación un extractor de niebla. Algunos separadores incluyen un

elemento intermedio para eliminar la espuma. En todos ellos la instalación interior se completa con una serpentina que eventualmente se conecta al sistema de distribución de vapor. En la entrada, al tomar contacto el fluido con los deflectores en ángulo, cambia la dirección del flujo y se produce la etapa primaria de separación del gas. El liquido cae por gravedad y pequeñas gotas del mismo son arrastradas por el flujo de gas hacia el extractor de niebla, constituido por una serie de placas paralelas y pasos sinuosos distribuidos convenientemente. Este es la segunda etapa de separación en la cual las pequeñas gotas de liquido se separan de condensados (scrubber) y deshidratación (torre de contacto). A su vez el fluido restante ingresa a la línea de succión de las bombas o es derivado a los tanques, para su posterior bombeo a las plantas deshidratadoras de petróleo. .

SEPARADORES DE GAS-PETROLEO USADOS EN CAMPOS DE BOLIVIA

Entre la gran variedad de separadores empleados en campos productores de nuestro territorio nacional, detallamos a continuación los siguientes, los cuales son los más masivos y relevantes que disponen los sistemas de producción en campos como CARRASCO, KANATA, LA PEÑA, SABALO, MARGARITA, RIO GRANDE: CAMPO KANATA SEPARA DOR

MARCA

Separador horizo ntal 1

NTC

Separador horizo ntal 2 Separador horizo ntal 3

Pmax d e tr a b aj o ( p si a ) 500

Tmax d e tr a b aj o (°F)

650

LTV

500

180

MALONEY CRAWF ORD

1440

100

Nº d e S e ri e

Nº d e d i s e ñ o

Fil

ELIX A – 5 8 8 8 3 2 6 3 1 0 – 0 1 1864 3472 3

E8

88 w – 1 6 9 O

e

9 – 5 6 7

Separador horizo ntal 4

Separador horizo ntal 5 Separador horizo ntal 6

CENATC O

500

___

A LS 1316

DANIEL

1440

100

5509 2

CENATCO

1440

130

T– 1 ª 1 0 0 0 1 – 0 1 2 2279 4

Separador OIL & GAS vertica SEPARATO R BS & B l1 INC.

125

100

Separador vertica l2

BS & B INC.

125

125

1860 6

Separador vertica l3

BS & B INC.

125

100

K

Separador vertica l4

___

___

0 2 11 9 4 ___

LA 7 9 1 1

7-

H7 2 0 1 8

81

7 5

1 4 6 5

Separador vertica l5

PACKERS BURG

125

___

Separador vertica l6

PACKERS BURG

125

___

H– 1 0 8 4 6 H1 0 8 5 4

CAMPO CARRASCO Separador de Alta.- Tenemos 2 separadores de Alta Grupo a estos separador llegan los fluidos del colector CRC (V-01) y del Slug Catcher BLB (V-400), la presión de separación es de 1100Psi y 90°F; este es un separador tri-fásico que esta siendo utilizado como bi-fásico ya que el condensado y agua separados en el mismo (V-01 y V-400) pasan a la segunda etapa de separación ( V-08 y V-03) respectivamente, que es el separador de Baja con 200 Psi y 90°F en el cual se separa Gas, Petróleo y Agua. El Gas obtenido de la separación de alta pasa directamente a la Planta de Amina, el condensado y agua pasan al separador de baja. El Caudal de Gas que maneja actualmente el separador de Alta -

Características Técnicas (BLB)

SEPARADOR DE ENTRADA (Alta) V400 Parámetros

Diseño

Tipo

Horizontal trifásico

Diámetro

5' - 6"

Presión de diseño

1350 Psi

Presión de trabajo

1220 / 900 Psi

Temperatura Diseño

100°F

Peso

62170 Kg.

Corrosión Admisible

3 mm.

También se tiene un separador de alta, el V-401, que es denominado separador auxiliar, este se lo utiliza cuando en el slug Catcher se acumulan baches grandes de petróleo y no pueden ser manejados por el V-400, ya que este rebasaría el tiempo de retención provocando que parte del condensado sea desplazado en la corriente de gas. El Gas separado pasa al quemador y el condensado a Estabilización. -

Características Técnicas (BLB)

SEPARADOR DE ENTRADA (Alta) V401 Parámetros

Diseño

Tipo

Horizontal trifásico

Diámetro

4'

Presión de diseño

85 Psi

Presión de trabajo

48Psi

Presión de prueba

110.5 Psi.

Temperatura Diseño

100°F

Peso

3307Kg.

Corrosión Admisible

1/8"

Separador de Baja.- Tenemos dos separadores de baja tri-fasicos a los cuales se desplaza el condensado y agua de los separadores de alta respectivamente, el gas separado

que es en baja proporción pasa a la segunda etapa del compresor 5 para comprimirse hasta 1100Psi y poder entrar a proceso, el condensado recuperado pasa al sistema de estabilización y el agua pasa al sistema cerrado para dirigirse a la piscina API. Las condiciones de operación de estos separadores son: Presión: 200Psi….aprox. Temperatura: 90°F…aprox. Características Técnicas (Baja CRC) SEPARADOR BAJA V-08 Parámetros

Diseño

Tipo

Horizontal trifásico

Temp. máx. trabajo 100°F Presión trabajo

máx. 1440 psi

SEPARADOR DE BAJA V-07

Separadores de Prueba

Parámetros

Diseño

Tipo

Horizontal

Tamaño

30" - 10'

MDMT

- 20°F

MAWP

720 Psi

Espesor de pared

0.75"

Espesor cabeza

0.6875"

Temperatura Diseño

130°F

Peso

4500 lbs.

Corrosión Admisible

1/8"

Estos son muy importantes ya que nos sirven para conocer el comportamiento de la producción por pozo. Por lo tanto cada uno de los pozos debe entrar a prueba diariamente. Características Técnicas (Alta Prueba CRC y KNT)

SEPARADOR PRUEBA DE ALTA V02

Características KNT)

Técnicas

Parámetros

Diseño

Tipo

Horizontal trifásico

Diámetro

54'-15"

SEPARADOR PRUEBA DE BAJA Presión máx. de 1400 Psi V-04 @ trabajo Parámetros Diseño100°F Presión máx. Tipo trabajo

de Horizontal 2160 Psi @ 60°F trifásico

Peso Temperatura Diseño Espesor de cabeza

36999 lbs. 130°F

MDMT

- 20°F

MAWP

720 Psi

Peso

4500 lbs

Espesor Pared

0.75"

Espesor cabeza

0.6875"

Corrosión Admisible

0.0625"

2.376"

(Baja Prueba CRC y

BIBLIOGRAFÍA. -

Tesis, ingenieria petrolera, “Optimización de separadores y su aplicación en vuelta grande” -1969- UMSA. http://www.petrecointl.com

-

http://www.vetcogray.com

-

ABB Vetco Gray. Manual de Entrenamiento

-

Petroleum Engineering Handbook

-

schlumberger - reservoir stimulation. ARBOLES CHACO rev 10-03-2010 INFORME DE PRÁCTICAS DE CAMPO CARRASCO PACIFIC LNG LAS RESERVAS DEL CAMPO MARGARITA Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (Y.P.F.B.)/ resumen de estados de pozos en campos. Tesis _UCE_ aplicación de nueva tecnología mediante bombas multifásicas en la isla de producción (well pad) del pozo. TESIS_diseñar o evaluar los separadores a ser instalados en las estaciones

-

de flujo.