Producción I Cap. 3

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CAPÍTULO III ESTUDIO DE LOS EQUIPOS SUPÉRFICIALES DE PRODUCCIÓN Los equipos superficiales para el control de producción de pozos gasíferos y petrolíferos son instalados y ensamblados en boca de pozo una vez concluida la instalación de los equipos subsuperficiales. Los objetivos de los equipos superficiales es el de controlar la circulación de los fluidos que salen desde el fondo de pozo con presiones y caudales programados y orientados hacia los sistemas de circulación superficial, hasta los separadores gas petróleo. Los equipos superficiales están básicamente constituidos por los siguientes componentes: a) Árbol de Navidad o cabezales de pozo. b) Líneas de flujo que son líneas de recolección y las líneas de descarga. c) Estrangulador de flujo o choque superficial. d) Manifold de control. e) Baterías de separación gas petróleo utilizadas en campos petrolíferos y de gas y condensado. f) Plantas de gas para yacimientos gasíferos. 1. DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES SUPERFICIALES ÁRBOL DE NAVIDAD Son denominados también como válvulas de surgencia 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. 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. 1.1CLASIFICACIÓN DE LOS ÁRBOLES DE NAVIDAD La clasificación esta 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,

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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 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 terminaciópn de acuerdo al número de arenas productoras. - Profundidad de las arenas productoras. - Presiones de pozo, o sea, PFo, PFp, Pw, 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 caso. Ejemplo: Para terminación simple. ÁRBOL DE NAVIDAD – SHAFFER: 8 ½’’ x 5 ½’’ x 2 7/8’’ 3-5000 psi O sea que el árbol de navidad será instalada en un pozo con xcañería 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: 9 5/8’’ x 8 ½’’ x 2 7/8’’ x 2 ½’’ 5-10000 psi 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 10-20000 psi Presiones de aplicación en árboles de navidad Cuando el árbol de navidad va a ser instalado, es sometida a dos tipos de presiones: a) Presión de prueba, denominada también de trabajo nominal, que es la presión a la que el árbol de navidad es sometida en fabrica para verificar su resistencia a los rangos de presión máxima y su sensibilidad a fugaz de fluidos a través de sus empaquetaduras, en la practica las presiones de ojojo son generalmente 25, 50 y hasta un 100% de exceso en relación a la presión de trabajo, a la que será sometida en el pozo. b) Presión de trabajo, es el valor real de presión con que el árbol de navidad trabajará en el pozo y que es igual a la siguiente relación: PT = Psurgencia del pozo + Fs Fs = Factor de seguridad variable entre 25 – 50 y hasta 100% de la presión máxima de pozo. En los rangos de presión y para árboles de navidad se considera los siguientes: Árboles de Navidad de baja presión, aquellos que tienen presiones de trabajo entre 1 – 3000 psi.

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Árboles de Navidad de mediana presión, aquellos que tienen presiones de trabajo entre 3 – 5000 psi. Árboles de Navidad de alta presión, aquellos que tiene presiones de trabajo mayores a 5000 psi. 1.2OPERACIONES DE NONTAJE DEL ÁRBOL DE NAVIDAD Se aplica la siguiente secuencia de trabajo: a) Instalación de la tubería, con anclaje de packer y se verifica si el pozo esta ahogado, o sea PEA = 0; Pbp = 0. b) Instalar y anclar en interior de tubería, válvula de retención de alta presión, para sostener presión de pozo en tubería temporalmente. c) Desarmar BOP, instalar árbol de navidad con todos sus accesorios, o sea: colgadores, portachokes, conexiones a las líneas de flujo y a las líneas de recolección. d) Efectuar prueba de presión del árbol de navidad, utilizando la válvula de retención e inyección de fluido con una presión igual a la presión de pozo mas su factor de seguridad, desanclar válvula de seguridad y abrir las válvulas de flujo del árbol de navidad para iniciar la producción y orientar flujo de petróleo hacia los separadores. 1.3COMPONENTES DEL ÁRBOL DE NAVIDAD 1.4CHOKES 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, midiendo dicho control con el valor de la presión en boca de pozo y que se calcula con las siguientes ecuaciones: a) Para pozos petrolíferos.

Pbp = 17.4 Donde:

Q( O ) ⋅ RGP 0.5

φCK

[ psi ]

Q( O ) : Caudal de producción de petróleo en BD. RGP: Relación gas – petróleo φCK : Diámetro del choque en pulgadas Docente: Ing. Raúl Maldonado

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b) Para pozos gasíferos. Pbp = donde:

1  Q( g ) ⋅ µ ( g ) ⋅ T( g )   [ psi ] 465.71  φCK ⋅ Cd 

Q( g ) : Caudal de gas en ft3/D

µ ( g ) : Viscosidad del gas en cp. T( g ) : Temperatuira de gas en superficie °R.

φCK : Diámetro del choque en pulgadas Cd : coeficiente de descarga, función del número de Reynolds y generalmente se toma el valor de 0.865. 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 Variando la dimensión del choke ojojo. 1.5OTROS EQUIPOS SUPERFICIALES Se tiene los siguientes: Cámara de recolección o Manifold de control. Las líneas de flujo. Las líneas de descarga. Las líneas de flujo y de descarga están constituidos generalmente por tuberías cuyos diámetros varían entre 3 y 3 ½’’ y 4 – 4 ½’, tienen la función de conducir a los fluidos de pozo al manifold de control y de este a loas baterías de separación. MANIFOLD DE CONTROL Es un conjunto de válvulas y niples de tubería de 4’’ y 65’’,de acuerdo a los caudales que van ha ser manejados y orientados desde las líneas de descarga, su función es el de

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reunir la producción de los pozos y derivarlos con presiones controladas a las baterías de separación en el caso de la producción de petróleo y a las plantas de gas en el caso de la producción de gas. 2. PROCESOS DE SEPARACIÓN GAS PETROLEO El proceso de separación de los fluidos de formación, que esta constituido por la mezcla de gas, petróleo y agua y que salen de los pozos a la superficie durante la producción se produce debido al efecto de la liberación de presiones y los cambios de temperatura cuando la mezcla circula por el tubing hasta boca de pozo y de este hasta los separadores. En este recorrido los componentes van cambiando sus propiedades fisicoquímicas, ya sea por efecto de vaporización o condensaciones y que cuando emergen a la superficie ya se produce un fenómeno de separación flash o separación instantánea y que el proceso es completada en los equipos de separación que son diseñados en función a las características de todo tipo de crudos que circularán por las baterías, cuya capacidad sea variable de acuerdo a la capacidad de los pozos productores seleccionados para descargar su caudal en dichas baterías. En este proceso, la eficiencia de separación varía de acuerdo con los siguientes factores: Características de la mezcla de fluidos a ser separados. - Propiedades físicas y químicas de cada componente de la mezcla. Volumen de la mezcla que ingresaran a los sistemas de separación. Características y tipos de separadores que serán seleccionados para el campo. Presiones y temperaturas de operación de los separadores seleccionados. Las propiedades físicas y químicas de los componentes que afectan significativamente a la eficiencia de trabajo de los separadores son los siguientes: a) Densidad de los fluidos Que es la relación de la masa o pe3so de la mezcla que sale del pozo por unidad de volumen. Durante el proceso de separación y condiciones de yacimiento la densidad se calcula utilizando la ecuación general de estado de los gases reales:

PV = znRT

Donde:n: Número de moles de gas y es igual a:

n=

W( g ) Wm( g )

R : Constante de los gases T : Temperatura del yacimiento. z = Factor de compresibilidad del gas que a condiciones de yacimiento se define como la relación del volumen real ocupado por el gas a presión y temperatura del yacimiento respecto al volumen de gas en superficie. Reemplazando n en la ecuación 1 se tiene que:

PV = De donde:

W( g ) V

=

P ⋅ Wm( g ) RTz

W( g ) Wm( g )

RTz

; por definición el peso de gas sobre su volumen es igual a

su densidad.

dg =

P ⋅ Wm( g ) RTz

; donde T = °F,

Wm( g ) = lb/ft3, P = 14.7 psi.

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En trabajos de campo para calcular la densidad de gas puede utilizarse también la ecuación de Brill que es igual:

d g = 2.7

Ge( g ) ⋅ P( s )  lb    T( s ) ⋅ z  ft 3 

Donde: 2.7; es denominado constante de gas a 14.7 psi y 60°F. b) La densidad del petróleo La densidad del petróleo durante el proceso de separación se calcula en función a la medida de su gravedad API.

 lb  141.5 ; para tener en  3  131.5 + API  ft   lb  141.5 ⋅ 62.4  3   ft  ⇒  lb  d( o) =  3 131.5 + API  ft 

d ( o) =

c) Gravedad específica del gas Se define como la relación de la densidad del gas respecto a la densidad del aire a presión y temperatura estándar, o sea, P = 14.7 psi y T = 60°F.

GE ( g ) =

d( g ) d( a)

También puede calcularse como función de los pesos moleculares, o sea:

GE ( g ) =

Wm( g ) Wm( a )

d) Factores volumétricos Se define como la relación del volumen de petróleo y gas a condiciones de yacimiento respecto al volumen ojojo del petróleo a condiciones de separación.

β( g) =

m 3 ó ft 3 medido a condiciones de yacimiento 1 m 3 ó ft 3 de gas medido a condiciones de separación

Y el factor volumetrico del petróleo ( β ( o ) ) es la relación del volumen de petróleo saturado con gas a presión y temperatura de yacimiento respecto a una unidadc de volumen de petróleo a condiciones de separación o estándar.

β ( o) =

Vol. de petróleo a condiciones de yacimiento

 Bl  1 unidad de volumen de petróleo a condiciones de separación o estándar 1m 3 ( o ) 

e) Relación de solubilidad Rs Que es el volumen de gas disuelto en una unidad de volumen de petróleo a condiciones de presión y temperatura de ojojo .

RS =

Vol. de gas en ft 3 a condiciones de yacimiento  ft 3    1 Bl de petróleo a condiciones de sup erficie 1Bl 

2.1SEPARADORES GAS PETROLEO

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Son considerados como recipientes de alta presión diseñados para separar los componentes de los fluidos de pozo, bajo ciertas condiciones de presión, temperatura y volumen. Se definen como equipos herméticos, cerrados cuyos elementos internos, que varían de acuerdo al tipo de separador, provocan un proceso de separación por el mecanismo de funcionamiento que es común para todo los tipos de separadores y que de acuerdo a la utilización máxima de su eficiencia deben separar los máximos porcentajes de los componentes incluyendo los sedimentos que salen con la mezcla. Clasificación de separadores Se clasifican en los siguientes tipos: a) Separadores horizontales. b) Separadores verticales c) Separadores esféricos. De estos tres tipos principales de separadores derivan los siguientes modelos de separadores. a) Separadores monocilíndricos 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. b) Separadores bifásicos, o de dos fases, para instalar en campos productores de petróleo con mayores porcentajes de gas y poco porcentaje de agua. En estos separadores el gas es evacuado por la parte superior o salida de gas y el petróleo por los tubos de descarga o salidas de petróleo. c) 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:

  Alta Pr esión  Bifási cos   Baja Pr esión   Separadores Horizontales   Alta Pr esión   Trifási cos Mediana Pr esión    Baja Pr esión    Alta Pr esión  Bifási cos   Baja Pr esión   Separadores Verticales   Alta Pr esión   Trifási cos Mediana Pr esión    Baja Pr esión    Alta Pr esión Separadores Esféri cos Trifási cos  Mediana Pr esión  Docente: Ing. Raúl Maldonado

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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. SECCIONES DE UN SEPARADOR Para un trabajo de separación eficiente los separadores horizontales, verticales o esféricos están constituidos por las siguientes secciones: a) Sección de separación primaria, 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. b) Sección de separación secundaria, 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. c) Sección de extracción de niebla, 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

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d)

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partículas líquidas continuarán en la mezcla sin la posibilidad de cohesionarse para caer por gravedad a la sección de acumulación. Sección de acumulación de los líquidos, 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.

3. CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES 3.1SEPARADORES 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. Ventajas y desventajas de los separadores verticales Se señalan los siguientes: a) Presentan mejores rendimientos para la separación de crudos livianos y de densidades intermedias. b) Tienen mayor capacidad de separación líquida por volumen de gas, debido a las mayores velocidades de caída vertical de las partículas mas pesadas que el gas. c) Tienen un buen sistema de atenuación de turbulencias y formación de emulsiones que es reducida cuando la mezcla choca con el deflactor cónico. d) Son de menor capacidad volumétrica en comparación de los separadores horizontales. En este caso la capacidad de separación es función del diámetro del separador. e) Pérdidas que se originan, tanto volúmenes de líquido y de gas por vaporización en el interior del separador y que es efecto de la temperatura son menores en relación a los otros tipos de separadores. f) No requieren mucho espacio ni la construcción de fundaciones grandes para su instalación. 3.2SEPARADORES HORIZONTALES 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

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impacto, velocidad de ojojo 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. 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). 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. 3.3CARACTERÍSTICAS DE LOS SEPARADORES ESFÉRICOS Tienen la configuración esférica que son adecuadas para trabajos a elevadas temperaturas y presiones por tanto son generalmente de alta presión, son de menor capacidad que los dos anteriores tipos y más comúnmente son utilizados como separadores de prueba para pozos exploratorios o algunos pozos de desarrollo con alta presión. Su principio de funcionamiento es similar a los verticales y horizontales generalmente no su utilizan para armar baterías de separación. En resumen los componentes básicos de los separadores son los siguientes: Recipiente o cuerpo del separador. Tubos de entrada y de salida de fluidos. Angulo de impacto. Secciones de separación (primaria, secundaria, extractor de niebla) Válvulas de descarga de los componentes separados. Sección de acumulación de líquidos. Accesorios internos y externos tales como: - Válvulas de control interno. - Manómetros. - Niples. - Válvulas internas de contrapresión. - Flotadores. 4. DISEÑO DE LOS SEPARADORES

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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. a) 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. b) 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 pie3 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 ft3/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. 5. CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES La separación de los fluidos de pozo en los separadores se obtiene por el efecto combinado de la fuerza de gravedad, las fuerzas centrífugas y el choque de las partículas gaseosas y líquidas en el interior del separador. La capacidad de los separadores sean verticales, horizontales ó esféricos se define como el volumen de la mezcla gas – petróleo – agua que es procesado en el separador durante un período completo de 24 horas de trabajo para obtener individualmente cada uno de esos componentes y se mide en Bls, ft3, m3 todo por día. La capacidad de los separadores varía de acuerdo a los siguientes factores: - φ , L y H de los separadores. - Condiciones físicas del separador. Docente: Ing. Raúl Maldonado

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Tipo y procesos de separación (petróleo puro o con gas condensado). Tipo de separadores adecuados al campo, o sea (Verticales, horizontales y esféricos). Número de etapas de separación que se aplicará en el campo. Características físicas y químicas de los fluidos que serán separados. Nivel de líquido que será depositada en la sección de acumulación. Contenido de sólidos del fluido de pozo. Tendencia de la mezcla de formar emulsiones cuando sale a la superficie.

5.1CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES a) CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES VERTICALES a1) Cálculo de la capacidad de gas de los separadores verticales 1° Método de cálculo Es función de la velocidad de sentamiento de las partículas líquidas en la sección primaria y directamente proporcional a la presión y temperatura de separación. Uno de los métodos utilizados para calcular la capacidad de gas esta basada en la velocidad de caída de las partículas líquidas al fondo regida por la ley de Store para un valor de la gravedad igual a 32.174 ft/s2. Tomando en cuanta la ley de Store el cálculo del caudal máximo que será separado en los separadores verticales se realiza con la siguiente ecuación:

 P( op ) ⋅ Dv 2  Q( g )V = 2.4 × 10 6   ⋅ VT  T( op ) ⋅ z 

MMPCD

Ec.1.

Donde:

P( op ) : Presión de operación del separador vertical en psi. Dv 2 : Diámetro interno del separador vertical. T( op ) : Temperatura de operación °F. VT : Velocidad de circulación de las partículas de gas en el interior del separador en ft/s y se calcula con

la siguiente ecuación:

k ⋅ ( dp ) ⋅ g ( do − dg ) 18 ⋅ µ g 2

VT =

Ec. 2.

Donde:

k : Factor de conversión de separación para tener el VT en pie/s y es igual a 1487.26.

g : Valor de la gravedad, 31.174 ft/s

Reemplazando valores y la ecuación 2 en 1 se tiene:

Q( g ) V Donde:

 P( op ) ⋅ ( dp ) 2   ( do − dg )  2 = 6381.83 ⋅  ⋅ Dv T ⋅ z µ   ( op )   (g)

dp: Diámetro de las partículas líquidas que circulan en el interior del separador en micras, 1micra = 3.28 x106 ft. do: Densidad del petróleo en lb/pie3. dg: Densidad del gas en lb/pie3. µ ( g ) : Viscosidad del gas en cp. 12

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2° Método de cálculo Utiliza la ecuación que esta basada en las variaciones del número de Reynolds para flujo vertical. Para este caso la ecuación de cálculo es la siguiente:

Q( g ) V

 P( op ) ⋅ ( Dv ) 2   dp 2 ( do − dg )  0.5 = ⋅  f  T( op ) ⋅ z   

MMPCD

Donde:

f : Factor de fricción de las partículas de gas y líquidos por efecto de arrastre de la mezcla y

generalmente se toma una constante de 0.44.

3° Método de cálculo Utiliza la siguiente ecuación práctica de cálculo del caudal de gas separado. Es el más aplicado en trabajos de campo de acuerdo a las condiciones observados durante las operaciones y la ecuación es la siguiente:

 P( op ) ⋅ T( s )   ( do − dg )  2 Q( g )V = 67.82  ⋅  ⋅ Dv ⋅ C  T( op ) ⋅ P( s ) ⋅ z   µ ( g ) 

Donde:

T( s ) : Temperatura estándar 60°F. P( s ) : Presión estándar 14.7 psi. C : Constante del separador vertical y que varía 0.06 < C > 0.35 dependiendo del tamaño y del tipo del material del que esta constituido el separador viene especificado por cada fabricante. Para aplicar esta última ecuación en caso de no disponer los datos de las densidades puede ser utilizada las siguientes ecuaciones de cálculo.

do =

141.5 ⋅ 62.4 131.5 + ° API

dg = 2.7

G( g ) ⋅ P( op ) z ⋅ T( op )

(Ec. De Brill)

G( g ) : Gravedad específica del gas. a2) Cálculo de la capacidad líquida de los separadores verticales La capacidad líquida de los separadores verticales depende de los siguientes datos: - Altura del nivel del líquido en la sección de acumulación del separador. - Tiempo de retención del líquido en el separador. - Diámetro interno del separador vertical.

-

β ( o ) factor volumétrico del petróleo que es función de las condiciones de

separación (temperatura, presión). El tiempo de retención es un parámetro importante que permite determinar la capacidad real del separador para manejar un volumen de líquido en un tiempo t y obtener una eficiente separación de la mezcla. Los tiempos mínimos de retención que se aplican en las operaciones normales de separación son los siguientes: seg

* P/sep.

Gas – Pet de mediana presión:

- de 0 – 600 psi

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t = 60

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* P/sep. min * P/sep. min

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- de 600 – 1000 psi t = 50 ‘’ - Para > a 1000 psi t = 30 ‘’ Gas – Pet – Agua de alta presión: - Para presiones de separación > 1000 psi temperatura variable entre 2 – 3 Gas – Pet – Agua de baja presión:

min

- a temp. estándar de sep. 60°F

t = 5

- Para temp. de 100°F - Para temp. de 90°F

t = 10 min’ t = 10 – 15

- Para temp. de 80°F

t = 15 – 20

min

- Para temp. de 70°F t = 20 – 25 min El factor volumétrico de petróleo es otro parámetro importante en la capacidad de ojojo de separación y su valor se determina directamente mediante los análisis PVT en laboratorio con muestras de crudo obtenidas en pozos productores. En base a estos factores la capacidad líquida de los separadores verticales se calcula con la siguiente ecuación:

Q( o ) V = Donde:

Vol del separador vertical

β ( o) ⋅ t

t : tiempo de retención (seg o min).

Luego

π ⋅d2 ⋅h 4 2 π ⋅d ⋅h = 4 ⋅ β ( o) ⋅ t

Vol SEP V = Q( o ) V Donde:

h : Es la altura del separador en ft. d : Diámetro del separador vertical en ft. Para calcular el caudal en Bl/Dia se consideran los siguientes valores: 1 día = 1440 min 1 Bl = 5.6 ft3; utilizando estos valores.

Q( o ) V =

3.14 d2 ⋅h d2 ⋅h ⋅ 257 ⋅ = 201.7 4 β ( o) ⋅ t β ( o) ⋅ t

Q( o )V = 201.7

d 2 ⋅ h  Bl  β ( o ) ⋅ t  día 

5.2CALCULO DE LA CAPACIDAD DE GAS Y LÍQUIDO DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES a) CAPACIDAD DE GAS La capacidad de gas de los separadores es proporcional al área de su sección transversal disponible para el flujo de gas y es función del diámetro y la altura del nivel de líquido en la sección de acumulación. Para aplicar las ecuaciones de cálculo de la capacidad de gas se considera los siguientes criterios técnicos:

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-

Que la trayectoria de las partículas de gas al separarse de la mezcla en la sección secundaria del separador es función de la velocidad de circulación de las partículas líquidas (vt) de la velocidad de caída de esas partículas en la sección de acumulación y la velocidad de gas en el extractor de niebla. Que la longitud de la sección secundaria del separador es dependiente del diámetro externo (De) y la longitud (L). En base a estos criterios la capacidad de gas de los separadores horizontales se calcula con la siguiente ecuación:

Donde:

 P( op ) ⋅ ( Di − De / L )  Q( g ) H = 3.0563 × 10 6   ⋅ vt ⋅ AF T( op ) ⋅ z ⋅ h  

Ec. 1.

vt : Velocidad de circulación de las partículas líquidas ft/seg y se calcula con la siguiente ecuación:

 ( dp ) 2 ⋅ g  vt = k   ⋅ ( do − dg )  18 ⋅ µ g 

Ec. 2.

Reemplazando 2 en 1 y tomando los valores de: g = 31.174 ft/seg2, k = 1487.26 Se tiene que:

 P( op ) ⋅ ( Di − De / L )  1487.26 ⋅ ( dp ) 2 ⋅ 32.174  Q( g ) H = 3.0563 × 10 6    ( do − dg ) AF T( op ) ⋅ z ⋅ h 18 ⋅ µ g    

Luego:

Q( g ) H Donde:

 P( op ) ⋅ ( dp ) 2   ( Di − De / L )  = 8124.9    ( do − dg ) AF h  T( op ) ⋅ z ⋅ µ g  

Di : Diámetro interno del separador en pulgadas, plg. De : diámetro externo del separador en pulgadas, plg. AF : Área de flujo del interior del separador, plg2. h : altura del separador, plg. L : Longitud o largo del separador, plg. dp : diámetro de las partículas líquidas, micras, 1 micra = 3.28 x 10-6 pies. b) Cálculo de la capacidad líquida de los separadores horizontales Es el volumen de petróleo que los separadores horizontales procesan en un período de 24 hrs. De trabajo y se mide en Bl/día (BD), en las operaciones de campo los volúmenes máximos de separación depende de los siguientes factores: - Altura del nivel del líquido en el separador y que es medida en su sección de acumulación. - Diámetro interno y diámetro externo del separador. - Tiempo de retención (t) de la mezcla en el interior del separador. Luego la capacidad líquida se calcula con las siguientes ecuaciones:

Q( L ) H = 257

V( SH )

βo ⋅ t

Donde:

VSH = L ⋅ AF ;

AF =

π ⋅ D2 4

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Q( L ) H = 257

π ⋅ D2 ⋅ L D2 ⋅ L = 201.7 ; BD 4 ⋅ βo ⋅ t 4 ⋅ βo ⋅ t

5.3Cálculo de la capacidad de los separadores esféricos Los fundamentos teóricos a los de los horizontales y verticales y las ecuaciones de cálculo son los siguientes: a) Capacidad de gas

Q( g ) E

 P( op ) ⋅ D( E ) 3   do − dg  = 0.78    T( op ) ⋅ z   µ ( g ) 

b) Capacidad líquida del separador horizontal

Q( o ) E

 Di 3   De  0.5 = 33.51    t   2 

COMPONENTES PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES Los componentes son similares en todos los tipos de separadores: 1. Recipiente o cuerpo del separadore 2. Secciones del separador sección de separación primaria, secundaria, acumulación y de extractos de niebla 3. Defsacircónico atenua la presión de ingreso 4. Platos difusores 5. Flotadores 6. Rompe olas en la sección de acumulación 7. Salidas del separador pet agua y gas 8. Control de nivel (mantiene el nivel del petróleo) y es graduado por el inge. 9. Tuberias internas de circulación que conectan a las secciones de separación.

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