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RECOLECCION DE LA PRODUCCION

Tema 5

La recolección de producción es el conocimiento de las funciones, diseños, operaciones y mantenimiento de las instalaciones que forman parte de ésta. Se requiere de un basto entendimiento, para poder actuar de buena forma a los diferentes casos que pueden presentarse.

Instalaciones superficiales en la plataforma de los pozos productores de aceite y gas. 

El árbol de válvulas es un equipo que se conecta con las tuberías de revestimiento, además de sostenerlas, proporciona un sello entre ellas y permite controlar la producción.



Se la conecta en la cabeza del pozo, lo que la hace capaz de soportar toda la TR y llega a resistir toda presión que exista en el pozo.



Anteriormente las presiones de trabajo del equipo, estaban normalizadas por la SERIE API. Actualmente, se usa el termino “presión máxima de trabajo”.



La PRESION MAXIMA DE TRABAJO se refiere a la presión máxima que un equipo puede estar sujeto. En cambio, la presión de prueba hidrostática es la presión a cuerpo estático por el cual el fabricante impone para el diseño de pruebas de material y operación d instalación.



EL EQUIPO INSTALADO EN PLATAFORMA ES EL SIGUIENTE:

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Cabezales de tubería de revestimiento.



Colgadores de tubería de revestimiento.



Cabezales de tubería de producción.



Colgadores de tubería de producción.



Válvula de contrapresión.



Adaptador

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Árbol de válvulas

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Brida adaptadora del cabezal



Válvulas de seguridad y tormenta

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Conexiones de árbol de válvulas



Estranguladores

Cabezales de tubería de revestimiento: dan soporte a las tuberías de revestimiento y proveen un sello entre si mismas se divide en: 

Cabezal inferior:

alojamiento conectado en la parte superior de la tubería superficial. Compuesto por: una concavidad (nido), brida, cabezal intermedio y una conexión inferior.



El cabezal intermedio:

Alojamiento que se conecta a la brida superior del cabezal y también proporciona un soporte a la siguiente tubería de revestimiento, además sella el espacio anular entre ésta y la anterior. Compuesto por: brida inferior, 1 o 2 salidas laterales y una brida superior con una concavidad o nido.



Colgador de tubería de revestimiento:

Herramienta que se asienta en el nido inferior o intermedio para proporcionar un sello entre ésta y el nido. El tamaño del colgador se basa en el diámetro de la brida superior del cabezal donde se aloja, su diámetro interior es igual al diámetro de la TR.



Cabezal de tubería de producción:

Alojamiento donde se instala la brida de la ultima TR. Soporta toda la TP y brinda un sello entre la TP y la TR. Constituido por una brida inferior, una o dos salidas laterales y una brida superior con un nido.



Colgador de tubería de producción:

Su principal función es de sello, entre el cabezal de la TP y la TP. El peso de la tubería puede soportarse temporalmente pero para un soporte permanente se debe enroscar con la brida. Por eso su función solo es la de sellar.



Árbol de válvulas:

Conjunto de conexiones válvulas y otros accesorios con el propósito de controlar la producción y dar acceso a la tubería de producción.



Válvula maestra:

Es la que controla todo el sistema con capacidad suficiente para soportar las presiones máximas de pozo. Ésta válvula debe ser del mismo diámetro o mayor al diámetro de la TP, para que esta pueda brindar el espacio suficiente para el paso de diferentes herramientas. (empacadores, etc.). A continuación de esta se encuentra se encuentra una conexión en cruz, que sirve para bifurcar el flujo a los lados; posee válvulas laterales con menor diámetro que el de la válvula maestra, sin que esto cause una caída de presión apreciable. La válvula superior o porta manómetro, sirve para el registro de presiones (leyéndose cuando sea necesario, presión de pozo cerrado y de flujo a boca de pozo). También sirve para operaciones que se realizan después de la terminación (registro de presiones de fondo fluyendo y cerrado, disparos, etc.). Las conexiones en rosca se usan para presiones de 345 bares, en cambio las bridas no tienen limite (el limite establecido por el API es de 1035 bares).



Válvula de contrapresión o retención (CHECK):

Sirven para impedir la inversión del flujo en las tuberías. Permiten el flujo en un solo sentido, son automáticas, solo se cierran cuando el flujo se invierte. Se encuentra en el colgador de la tubería de producción o en el bonete de medio árbol.



Estranguladores:

También conocidos como orificios o reductores, no son otra cosa q un estrechamiento en las tuberías de flujo para restringir el flujo y aplicar una contrapresión al pozo.(controlan la invasión de agua o aceite, reduce cambios de temperatura , conserva la energía del yacimiento, aumenta la recuperación total y vida fluyente del pozo.).



Estranguladores superficiales:

E. positivo.posee solo un diámetro deben ser extraídos para su cambio.

E. ajustable.Se puede modificar el diámetro del orificio, sin retirarlo del porta-estrangulador.



Estranguladores de fondo:

A)

Estranguladores que se ubican en un dispositivo llamado niple de asiento, que se encuentra en el fondo de la TP. (se los recupera con la tubería).

B)

Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de anclaje en un cople de tubería.



Flujo sónico a través de estranguladores:

El diámetro requerido para un estrangulador en el control de la producción del pozo, se puede calcular de acuerdo a diferentes correlaciones (Gilbert, Ros, Omaña, etc.). Cualquier correlación es valida solo cuando se posee flujo sónico a través de éste. Para garantizar el flujo sónico la relación de presiones debe cumplir con los siguientes valores.

VALVULAS DE SEGURIDAD Una válvula es un dispositivo mecánico que nos permite controlar el flujo de los fluidos en fases liquida y gaseosa que se conducen o manejan por medio de tuberías de origen a otro final.

Las válvulas deberán cumplir con los siguientes objetivos Inicio y paro del flujo

Prevención del contraflujo Regulación de presión

Estrangulamiento

Alivio de presión

El uso de válvulas en pozos de petróleo

El uso de válvulas en los tanques de almacenamiento de petróleo. válvulas permiten que los tanques de almacenamiento “respiren” y permitan el adecuado flujo del petróleo

El uso de válvulas en los terminales de distribución de gas o petróleo Las válvulas permiten abrir o cerrar los tanques de petróleo o gas para el transporte del fluido

Válvula tipo Compuerta

Válvula tipo Globo

Válvula tipo Cono o Macho

Válvula tipo Retención o Check

Válvula tipo Alivio o Seguridad

Válvula tipo bola Válvula tipo cuchilla o guillotina

Válvula tipo diafragma Válvula tipo mariposa Válvula tipo aguja Válvula de Retención tipo Duocheck

antes de adquirir una válvula, verificar las características de cada una y tener claro el trabajo específico que desempeñará

TUBERIAS DE RECOLECCION DE ACEITE Y GAS

TUBERIAS DE ACERO 

Usadas para el transporte de aceite y gas que tuberías sin costura y soldadura en espiral.



La tolerancia máxima admisible es de + 1% para el diámetro exterior y para el espesor de pared, las tolerancias máximas admisibles son de +20% y -12,5%, y estos dependen de la fabricación, medida y diámetro.



Los costos en el transporte disminuye cuando la capacidad de manejo aumenta, cuando ambos gas y aceite se transportan en tuberías de diámetro optimo. Las tuberías de gran diámetro son mas baratas de construir usando la técnica de soldadura de espiral (sin costura). La tecnología permite dar a una tubería el menor espesor de pared que el dado para tuberías de soldadura axial (con costura). Los rangos de operación de las tuberías sin costura son mayores a las tuberías con costura del mismo diámetro y espesor de pared.



Los rangos de requerimientos, a los que se someten han sido extendidos el numero de pozos de aceite y gas en climas árticos. Las bajas temperaturas reducen la ductilidad del acero en las tuberías. El parámetro permite evaluar el esfuerzo del acero es el de la “temperatura critica 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 la temperatura de transición.



Una adición del 0,05% de aluminio (Al) aumenta el esfuerzo de cedencia y disminuye la temperatura de transición.

TAMBIEN PUEDEN SER DEL TIPO:

ACERO AL CARBON 

El hacer uso de este tipo de tubería es cuando se requiere un contenido mínimo de aluminio, boro, cromo, titanio, tungsteno, vanadio o cualquier elemento añadido para obtener la aleación deseada; cuando el mínimo especificado de cobre no excede el 0,40%.



En estos tipos de acero, se hallan algunas veces pequeñas cantidades de elementos residuales tales como el molibdeno y cromo estos elementos son ocasionales en la fabricación y no se los determinan ni reporta.

ACERO DE ALEACION 

Es de acero aleado de alta calidad, resultando en una tubería de alta resistencia y resistencia a la corrosión.



Se considera de aleación cuando el máximo rango de contenido no excede los siguientes limites: o

Cobre 0,60%

o

Manganeso 1,65%

o

Silicio 0,60%

TUBERIAS DE ALUMINIO 

Sus ventajas son un menor peso unitario, mayor facilidad en su manejo y transporte, mayor resistencia a las impurezas, adaptabilidad a los cambios de temperatura, facilidad de soldado y tendido en terrenos inclinados debido a que poseen mayor flexibilidad.



No es corroído por el acido sulfhídrico, lo que lo hace preferible cuando se transporta el aceite o el gas que contienen (H2S).



No es atacado por el agua salada, lo que lo hace una opción natural para líneas de 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

PROCESOS DE MANUFACTURA DE LA TUBERIA a)

Tubería soldada por resistencia eléctrica.- Es producida por tramos individuales o longitudes continuas donde tienen una unión longitudinal a tope donde la coalescencia se produce por el calor de la resistencia del tubo al flujo de la corriente eléctrica. Las especificaciones típicas son ASTM A 53, ASTM A 135 Y API 5L.

b)

Tubería soldada por electro-fusión.- Tiene una unión longitudinal soldada a tope, donde la coalescencia se produce en tubo preformado, por soldadura de arco eléctrico manual o automático. Las especificaciones son ASTM A 134 Y ASTM A 139.

c)

Tuberia soldada en espiral.- Se fabrica por el proceso de soldadura de electro-fusión ya sea con unión a tope, unión superpuesta o unión de costura enganchada. Las especificaciones típicas son ASTM A 134, ASTM A 139, API 5L Y ASTM A 211.

d)

Tubería soldada por fulguración eléctrica.- Tiene una unión a tope longitudinal, donde la coalescencia se produce sobre todo el área de superficies colindantes por el calor obtenido de la resistencia al flujo de la corriente eléctrica entre las superficies. Una especificación típica es API 5L.

e)

Tubería soldada por doble arco sumergido.- Que tiene una unión a tope producida por lo menos de dos pasadas, una de las cuales es por dentro de la tubería. La coalescencia se produce por el calentamiento con un arco eléctrico entre el electrodo de metal desnudo y el trabajo. Las especificaciones típicas son ASTM A 381 y API 5L.

f)

Tubería sin costura.- Es un producto tubular fundido hecho sin una costura soldada. Se fabrica mediante trabajo en caliente del acero y un acabado en frio, para obtener la forma deseada. Las especificaciones típicas son ASTM A 53, ASTM A 106 y API 5L

ACCESORIOS PARA TUBERIAS Características principales de los accesorios 

Diámetro



Resistencia



Aleación



Espesor

Tipos de accesorios mas utilizados 



Soldadura o

Conexiones permanentes

o

Líneas de alta presión y temperatura

o

Dificultad para realizar cambios

Brida o

Unir tuberías de diámetros mayores de 50-65mm

o

Para cerrar una tubería

o

Forma rápida de desarmar tuberías

Brida deslizante

Brida con cuello para soldar





Accesorios roscados o

Tubería de pared gruesa

o

No son fuertes

o

Normalizados hasta tuberías de 12 in

o

Se emplea muy raramente para tuberías mayores de 3 in

Cierre mecánico y Prensa estopa o

Es un dispositivo mecánico que une una parte móvil con una fija, cerrando herméticamente la unión permitiendo la libertad de movimiento con el objeto de disminuir las fugas.

o

Prensa estopa: cámara estacionaria que rodea al eje o tubería.

Cierre mecanico

Prensa estopa

SISTEMA DE RECOLECCION DE ACEITE, GAS Y ESTACIONES DE REGULACION DE GAS 

Es un sistema de tuberías, bombas, tanques, válvulas y otro equipo adicional por medio del cual se transporta el aceite y gas, se controla el flujo desde los pozos hasta un punto principal de almacenamiento.



Teniendo un buen plano topográfico se reducen costos con un buen diseño del sistema de recolección donde se debe tener la ventaja del flujo con la gravedad, influye en la selección del sitio para la planta de deshidratación y centro de almacenamiento.



Las líneas colectoras deben enterrarse para evitar variaciones de temperatura, hasta de mas de 27,5 oC, mientras las líneas enterradas 1,20 m abajo, la variación de temperatura pueden reducirse a solo 0,55 oC, además debe tenderse con un gradiente uniforme para evitar irregularidades de declive y que produzca caídas de presión y cuando las tuberías cruzan caminos transitados se debe enterrar profundamente para evitar el alojamiento de juntas y ocasionar fugas.



Un sistema de recolección de gas es para transportarlo ya sea de los pozos o separadores a la planta de extracción o a la planta de compresora donde es comprimido para su transmisión a gasoductos o para reinyección dentro de los pozos para la generación de energía.



Al planear el sistemas de recolección y distribución de gas será conveniente disponer de un plano topográfico de la localización. Sugerirán rutas que pueden seguir las líneas de recolección de gas y los ramales que conectan a estas con los separadores. Además se debe buscar un balance económico entre el costo de instalación y el de operación del sistema de recolección de gas. 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.



Un sistema de recolección de gas pueden proyectarse arreglando las líneas principales y los ramales de un árbol, o pueden usarse el sistema de “anillo”, (como se muestra en la Fig. II,12). Las líneas principales forman un circuito en el área donde se recolecta el gas, extendiéndose los ramales de este anillo a cada fuente de suministro de gas. Este tipo sistema de anillo es mas costoso de instalar por la mayor longitud de la tubería de mayor diámetro necesario, pero es mas flexible y eficiente.



Cuando un pozo produce grandes cantidades de gas y tiene registros adecuados de producción, es necesario proporcionar un medidor y regular 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. (ver Figs. 11,13 y 11,14).



El regulador de presión mantiene una presión adecuada contra el separador, y el pozo permite una operación mas confiable del medidor.



También se encuentra instalada una válvula de seguridad entre el regulador de presión y el medidor, para proteger al medidor, de la presión excesiva en el caso de que falle el regulador y están diseñadas para descargar automáticamente el gas a la atmosfera, siempre que la diferencia de presión exceda cierta cantidad para la cual esta ajustada el medidor.



Además el gas descargado del sistema, debe conducirse a un quemador que tenga una elevación y distancia segura de los tanques, separadores y pozos, antes de descargarlo a la atmosfera

PROBLEMAS OCASIONADOS POR ARENA, ASFÁLTENOS, CORROSIÓN, PARAFINAS, HIDRATOS DE HIDROCABUROS E INCRUSTACIONES (SALES) Asfálteno s

Arena

Parafinas

Corrosión

Incrustaciones (Sales)

Arenas PROBLEMAS OCASIONADOS POR ARENAS

a)

INTERRUPCÍON EN LA PRODUCCIÓN

b)

SE INCREMENTA LOS ESFUERZOS DE SOBRECARGA

c)

EROSION CAUSADA POR LA ARENA

d)

ARENA EN ACEITE PRODUCIDO

INTERRUPCÍON EN LA PRODUCCIÓN Interrupción en la producción, ocasionada por:  Taponamiento en la tubería de producción En ocasiones:  En la tubería de revestimiento  En las líneas de escurrimiento  Separadores

SE INCREMENTA LOS ESFUERZOS DE SOBRECARGA

Se incrementan los esfuerzos de sobrecarga de las formaciones ocasionando colapsamiento en las tuberías de revestimiento. Las tuberías de revestimiento en el intervalo de producción son sometidas a acortamientos provocados por la compactación del yacimiento al estar este conformado por una formación no consolidada.

EROSION CAUSADA POR LA ARENA

La erosión esta en función de varios factores, como:  Distribución de las fases  Presencia de burbujas de gas  Distribución y características de los sólidos (velocidad y ángulo de incidencia).

ARENA EN ACEITE PRODUCIDO En la superficie se requiere de dispositivos especiales que eliminen la arena del aceite producido, tales como los separadores ciclónicos. Este tipo de separadores consiste de un recipiente en forma de cono invertido, el cual esta provisto de una entrada tangencial para la mezcla de hidrocarburos. Las partículas de arena en la corriente de hidrocarburos son precipitadas por acción de la fuerza centrífuga hacia abajo donde son recolectadas. Y descargadas a través de la salida que se localiza en la parte inferior del recipiente. La mezcla libre de impurezas sale tangencialmente para continuar su trayecto hacia las centrales de recolección (batería).

ASFÁLTENOS

Los asfáltenos del petróleo son hidrocarburos que presentan una estructura molecular extremadamente compleja, los cuales están conformados por diferentes proporciones de nitrógeno, azufre y oxígeno.

Un alto porcentaje de aceites crudos poseen sustancias asfálticas en forma coloidal. Estas originan problemas como:    

Taponamiento de los poros de la formación. Obturamiento de líneas de descarga. Daño a las instalaciones de producción. Formación de emulsiones, etc.

De un análisis microscópico se determinó que el material asfáltico está formado por partículas esféricas cuyo diámetro va de 30 a 60 amstrong

1 Å= 1 x E-10 m = 0,1 nm 10 Å = 1 nm Es decir, la décima parte de un nanómetro. 1 Å = 100 pm Es decir, cien veces un picómetro.

El material asfáltico está constituido esencialmente de:  Resinas neutras.- Hidrocarburos aromáticos de alto peso molecular.  Asfáltenos.- Sustancias sólidas no cristalinas, solubles en benceno y bisulfuro de carbono, pero no en destilados del petróleo.  Ácidos asfaltogénicos.- Sustancias solubles en benceno y soluciones alcalinas.

CAUSAS Y MECANISMOS DE PRECIPITACIÓN DE MATERIAL ASFÁLTICO Los mecanismos de precipitación de material asfáltico no están del todo estudiados. De los trabajos realizados se han distinguido los siguientes factores como responsables de la precipitación:  Empleo de solventes (isoctano, isohexano, pentano normal y acetona)  Cambio en la presión y temperatura  Segregación gravitacional  Electrodepositación  Potenciales de corriente.

Segregación gravitacional.- Debido al tamaño de las partículas ( 30-65 °A ) es necesario emplear métodos de ultracentrifugación, cuya fuerza centrífuga es equivalente a 80 000 veces la aceleración gravitacional. Se estima una densidad promedio de 1.22 gr/cc. El asentamiento por gravedad puede presentarse debido a la diferencia de densidades entre el crudo y el material asfáltico. Electrodepositación.- Es cuando las partículas asfálticas poseen una carga negativa. Debido al flujo del aceite en medios capilares se genera una diferencia de potencial entre éste y la pared del conducto y las partículas asfálticas son atraídas hacia la pared. Potencial de corriente.- Este fenómeno se debe al movimiento de las fases en el medio poroso, las partículas sé precipitan por la neutralización de su carga.

Problemas ocasionados por material asfáltico y métodos de control.

 Formación de lodo asfáltico durante una estimulación con ácido.  Depositación de sustancias asfálticas en el equipo de producción.  Influencia de la presencia de material asfáltico en la formación de emulsiones.  Efecto del material asfáltico en la recuperación de aceite del yacimiento.

 Formación de lodo asfáltico durante una estimulación con ácido. Una vez que el lodo asfáltico se ha formado es muy difícil lograr su “desintegración”, por esta razón es más recomendable evitar su formación que resolver el problema. Se han desarrollado diferentes técnicas con el fin de evitar la formación de lodo asfáltico: • Emulsiones de ácido con solventes aromáticos • Empleo de agentes estabilizadores que forman una barrera química entre las partículas asfálticas y el ácido.  Depositación de sustancias asfálticas en el equipo de producción. Cuando el material asfáltico se deposita y es difícil realizar un tratamiento, el problema se agudiza. El depósito puede ser removido empleando solventes como cloroformo, bisulfuro carbónico, xileno, benceno y aromáticos pesados.  Influencia de la presencia de material asfáltico en la formación de emulsiones. Mientras mayor es la cantidad de material coloidal presente en las emulsiones, éstas se vuelven más estables. Con presencia de una emulsión estable en las vecindades del pozo produce un bloqueo de los fluidos del yacimiento hacia el pozo que puede llegar a ser total  Efecto del material asfáltico en la recuperación de aceite del yacimiento. Debido a la presencia de material asfáltico en los fluidos del yacimiento y si éste es productor por empuje de agua, Debido a esto la efectividad del empuje disminuye lo mismo que la cantidad de fluidos que la formación aporta. Además pueden presentarse las corrientes de fuga y favorecer la depositación de material asfáltico taponando los pequeños conductos y restringiendo aun más, la producción.

CORROSIÓN

La corrosión es la destrucción del metal por acción química directa o electroquímica. La presencia de agua produce un fenómeno electroquímico.

METODOS PARA DETECTAR POSIBLE CORROSIÓN  El Método Estadístico  La Prueba De Placa Testigo  El Corrosimetro

 La Calibración De La Tubería  El Análisis Químico De Los Fluidos

CONDICIONES QUE FAVORECEN LA CORROSIÓN  Profundidades Mayores A 1500 M.

 Temperatura Superior A 700c  Presión Mayor A 100 Kgf/Cm2  Producción De Gas Superior A 2 MMpcd*  Presión Parcial De Co2 Superior A 30 Lb/Pg2  Ph Del Agua Producida Menor A 5.5

Identificada la presencia de corrosión debe seleccionarse cuidadosamente el método que la controle o inhiba. No existe una técnica o agente que pudiera considerarse como de uso universal.

PARAFINAS ¿Que son las parafinas ? ¿Es importante su remoción?

¿Cómo se origina la deposición de parafinas ? Diferencia de temperatura entre el crudo y la superficie con la que está en contacto Cantidad de sólidos en la corriente de fluidos.

Rugosidad de la tubería

Velocidad delos fluidos.

Liberación de fracciones ligeras.

PRIMERA RAZON Durante el flujo de fluido del yacimiento hacia el pozo las paredes del medio adquieren un potencial positivo mientras que la parafina uno negativo, esto provoca que la parafina se adhiera a la pared y obstruya el flujo.

SEGUNDA RAZON Cuando los fluidos salen del yacimiento y entran al pozo hay un cambio brusco en la presión, la mezcla, por el gas libre y el contenido en solución sufre un cambio repentino en volumen lo que favorece la depositación de la parafina en la cara de la formación

TERCERA RAZON Cuando los fluidos dela formación llegan al pozo la presión, temperatura y composición de la mezcla varían a lo largo de la tubería de producción , esto provoca que la parafina tiende a moverse hacia esos lugares obturando el área efectiva al flujo depositándose en válvulas, varillas

CONTROL DE PARAFINAS 

METODOS CORRECTIVOS

La aplicación de estos métodos tiene por objetivo retirar el depósito. El retiro del depósito se logra de diversas formas, empleando raspadores de tubería, tratamientos con fluidos a alta temperatura entre otros.



METODOS PREVENTIVOS

El propósito de estos métodos es impedir la formación y depositación de material parafinico. Con este objetivo han sido desarrollados diferentes métodos. Uno de ellos consiste en soldar un alambre a la tubería entre otros

HIDRATOS DE HIDROCARBURO ¿QUE ES UN HIDRAATO?

¿COMO SE ORIGINANA? ¿DONDE SE ENCUENTRAN GENERALMENTE?

PROCEDIMIENTO COMUNMENTE UTILIZADO PARA PREDECIR LA FORMACION DE HIDRATOS Datos: Presión y temperatura de operación de la línea, así como la composición del gas a transportar. Procedimiento; 1) Se obtiene el valor de la constante de equilibrio (Ki) para cada componente de la mezcla. 2) Usando la composición del gas, se determina el valor de x

se formaran hidratos si X > 1 no se formaran hidratos si x