TESIS UTE 2. CORREGIDA - repositorio.ute.edu.ecrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5981/1/43881_1.pdf · 2.descripciÓn de las estaciones de recolecciÓn en superficie estaciones

I

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

Estudio de las Facilidades de Producción en Superficie del Campo Aconcagua,

2009

TESIS DE GRADO

Previa la obtención del título de:

TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS

MARÍA CRISTINA GARZÓN V.

TUTOR

Ing. Irving Salazar

Quito- Ecuador

2011

III

DECLARACIÓN

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.

María Cristina Garzón Villacís

CI: 1600566515

IV

V

VI

AGRADECIMIENTO

Las palabras no me alcanzarían para agradecerle a Dios por la vida tan maravillosa que

me ha dado y más aún por regalarme el tesoro más grande que tengo, que es mi familia

y a quienes les debo todo lo que soy.

A mi papi Fernando, quien con su amor y su ejemplo ha sabido ser un modelo de padre

y un gran amigo a lo largo de estos años, a mi mami Cecy quien de igual manera con su

amor y sobre todo con su nobleza de madre y mujer ha hecho de mí una persona capaz y

segura de sí misma, a mi hermano Jordy Fernando, que con su cariño me ha brindado

paz, confianza y ayuda incondicional en todos los momentos de mi vida, a mi novio

Andrés, muchas gracias por la paciencia, la dedicación y el amor brindado en el

transcurso de éste tiempo, a mi angelito bello que Dios puso en mi camino y que hoy es

mi fuente de inspiración, mi hermanito Mateíto, gracias pequeñito mío, porque con tu

inocencia y dulzura haces que cada día quiera ser mejor.

Finalmente le doy infinitas gracias a mi profesor el Ing. Irving Salazar, quien además de

ser un excelente catedrático lleno de sabiduría, es una persona digna de admiración que

me ha brindado todo su apoyo y guía durante el trabajo de titulación y a la Universidad

Tecnológica Equinoccial por ser un pilar indispensable dentro de estos años de

formación.

María Cristina Garzón Villacís.

VII

DEDICATORIA

Con todo el amor del mundo este trabajo se lo dedico a Dios, a mi tesoro invaluable mis

padres Fernando y Cecy, a mis hermanos Jordy y Mateíto, a mi novio Andrés, y a toda

mi familia quienes de una u otra forma me apoyaron durante todas las etapas de mi vida.

Los amo con todo mi corazón.

María Cristina Garzón Villacís.

VIII

ÍNDICE DEL CONTENIDO

DECLARACIÓN ............................................................................................................ III

CARTA DEL DIRECTOR DE TESIS ........................... ¡Error! Marcador no definido.

CARTA DE LA EMPRESA ........................................................................................... IV

AGRADECIMIENTO .................................................................................................... VI

DEDICATORIA ........................................................................................................... VII

ÍNDICE DEL CONTENIDO ....................................................................................... VIII

ÍNDICE GENERAL ....................................................................................................... IX

ÍNDICE DE GRÁFICOS ............................................................................................. XVI

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. XIX

ÍNDICE DE FÓRMULAS ............................................................................................ XX

ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................................. XXI

RESUMEN ................................................................................................................. XXII

SUMMARY .............................................................................................................. XXIV

IX

ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO I. .................................................................................................................. 1

1.INTRODUCCIÓN Y DESCRIPCIÓN DEL CAMPO ............................................. 1

1.1 OBJETIVOS ......................................................................................................... 2

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

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

1.2 JUSTIFICACIÓN ................................................................................................. 2

1.3 HIPÓTESIS ........................................................................................................... 3

1.3.1 HIPÓTESIS GENERAL ............................................................................... 3

1.3.2 HIPÓTESIS ESPECÍFICA ........................................................................... 3

1.4 VARIABLES ........................................................................................................ 3

1.4.1 VARIABLE DEPENDIENTE ...................................................................... 3

1.4.2 VARIABLE INDEPENDIENTE .................................................................. 4

1.5 METODOLOGÍA ................................................................................................. 4

1.5.1 MÉTODO DESCRIPTIVO ........................................................................... 4

1.5.2 MÉTODO ANALÍTICO ............................................................................... 4

1.6 TÉCNICAS ........................................................................................................... 4

1.6.1 REVISIÓN DE LA LITERATURA ............................................................. 4

1.6.2 INTERNET ................................................................................................... 4

1.7 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO ACONCAGUA UBICACIÓN

GEOGRÁFICA ............................................................................................................. 5

1.7.1 HISTORIA DEL CAMPO ............................................................................ 7

X

1.7.2 GEOLOGÍA .................................................................................................. 7

1.7.3 GEOFÍSICA .................................................................................................. 7

CAPÍTULO II. ................................................................................................................ 9

2.DESCRIPCIÓN DE LAS ESTACIONES DE RECOLECCIÓN EN

SUPERFICIE ESTACIONES DE RECOLECCIÓN .................................................. 9

2.1 ESTACIÓN DE DESCARGA ............................................................................ 10

2.2 CONFIGURACIÓN BÁSICA DE UNA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN ....... 10

2.2.1 Cabezal del pozo ......................................................................................... 12

2.2.2 Múltiples o recolectores de entrada............................................................. 15

2.2.3 Líneas de flujo. ............................................................................................ 16

2.2.4 Separadores. ................................................................................................ 17

2.2.5 Separadores de producción ......................................................................... 38

2.2.6 Manifold o Distribuidor .............................................................................. 41

2.2.7 Free Water Knock-out (FWKO) ................................................................. 42

2.2.8 Deshidratadores electrostáticos ................................................................... 43

2.2.9 Bota de gas .................................................................................................. 44

2.2.10 Tanque de lavado .................................................................................... 45

2.2.11 Tanque de reposos o almacenamiento .................................................... 62

2.2.12 Tanques de oleoducto, bombas centrífugas y de desplazamiento positivo

………………………………………………………………………….63

2.2.13 Calentadores de agua............................................................................... 66

XI

CAPÍTULO III. ............................................................................................................. 69

3. LOS FLUIDOS DEL POZO Y SUS CARACTERÍSTICAS ............................ 69

3.1 COMPOSICIÓN ELEMENTAL DEL PETRÓLEO .......................................................... 69

3.2 COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL PETRÓLEO ............................................................... 70

3.3 CLASIFICACIÓN DE LOS PETRÓLEOS ..................................................................... 70

3.3.1 Clasificación en función API ...................................................................... 71

3.3.2 Relación Hidrógeno Carbono ...................................................................... 72

3.3.3 Análisis del Anillo ...................................................................................... 72

3.3.4 Factor de Caracterización ............................................................................ 73

3.3.5 Bureau of Mines .......................................................................................... 74

3.3.6 Clasificación Tecnológica ........................................................................... 75

3.4 CONDENSADO ................................................................................................. 77

3.5 GAS NATURAL ................................................................................................. 77

3.6 GAS LIBRE ........................................................................................................ 77

3.7 GAS EN SOLUCIÓN .......................................................................................... 78

3.8 VAPORES CONDENSABLES .......................................................................... 78

3.9 AGUA ................................................................................................................. 78

3.10 IMPUREZAS Y MATERIALES EXTRAÑOS .............................................. 78

3.11 PROBLEMAS EXISTENTES EN LOS FLUIDOS DEL POZO .................... 79

3.11.1 Separación de Crudo Espumante ............................................................ 79

3.11.2 Parafina ................................................................................................... 80

3.11.3 Arena, Barro, Lodo, Sal, entre otros ....................................................... 80

3.11.4 Corrosión ................................................................................................. 81

XII

CAPÍTULO IV. ............................................................................................................. 82

4.OBJETIVO FUNDAMENTAL DE LAS ESTACIONES DE RECOLECCIÓN . 82

4.1 PROCESO DE MANEJO DEL PETRÓLEO DENTRO DE UNA ESTACIÓN

DE FLUJO ................................................................................................................... 83

4.1.1 Etapa de Recolección .................................................................................. 83

4.1.2 Etapa de Separación .................................................................................... 84

4.1.3 Etapa de Depuración ................................................................................... 84

4.1.4 Etapa de medición de petróleo .................................................................... 84

4.1.5 Etapa de Calentamiento .............................................................................. 85

4.1.6 Etapa de Deshidratación del petróleo .......................................................... 85

4.1.7 Etapa de Almacenamiento del Petróleo ...................................................... 86

4.1.8 Etapa de Bombeo ........................................................................................ 86

4.2 DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS ............................................................... 86

4.2.1 Manejo del Gas ........................................................................................... 86

4.2.2 Manejo del agua .......................................................................................... 89

4.2.3 Inyección de Agua Salada. .......................................................................... 89

4.2.4 Manejo del Petróleo .................................................................................... 90

4.2.5 Pruebas de pozos ......................................................................................... 91

4.2.6 Toma de Muestras ....................................................................................... 92

4.3 TIEMPO DE RETENCIÓN ................................................................................ 93

4.3.1 CÁLCULO DEL TIEMPO DE RETENCIÓN ........................................... 93

4.3.1.1 TIEMPO DE RETENCIÓN (tr) .......................................................... 93

4.3.1.2 TIEMPO MUERTO (tM o tO) .............................................................. 94

4.3.1.3 TIEMPO DE RETENCIÓN RELATIVO (t’R) ................................... 95

XIII

CAPÍTULO V. ............................................................................................................... 97

5.DISEÑO DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE SUPERFICIE DEL

CAMPO ACONCAGUA .............................................................................................. 97

5.1 EQUIPOS EXISTENTES EN EL CAMPO ...................................................... 101

5.1.1 MÚLTIPLES (M1) ................................................................................... 101

5.1.1.1 Válvulas del Múltiple ........................................................................ 101

5.1.2 SEPARADORES (S-Pb), (S-Pr1), (S-Pr2), (S-Pr3) ................................. 102

5.1.2.1 COMPONENTES DE UN SEPARDOR .......................................... 102

5.1.2.2 CLASES DE SEPARADORES ........................................................ 103

5.1.3 BOTA DE GAS ........................................................................................ 104

5.1.4 TANQUES ................................................................................................ 104

5.1.4.1 Tanque de Lavado (Tl-1) .................................................................. 105

5.1.4.2 Tanque de Reposo (Tr-2) .................................................................. 106

5.1.4.3 Tanque de Almacenamiento (Ta-3) .................................................. 106

5.1.4.4 Tanque Desnatador (Td-4) ................................................................ 107

5.1.4.5 Tanques de Agua de Formación (Taf-5) ........................................... 107

5.1.5 CALENTADORES (Cl-1) ........................................................................ 107

5.1.6 FILTROS (Flr-1) ....................................................................................... 108

5.1.7 DEPURADOR DE GAS (Dp-1)y (Dp-2) ................................................. 108

5.1.8 GENERADORES DE ELECTRICIDAD ................................................. 109

5.1.9 UNIDADES DE TRANSFERENCIA LACT ........................................... 109

5.1.9.1 Elementos de la Unidad LACT ......................................................... 110

5.2 CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS DEL CAMPO ACONCAGUA ........... 110

5.2.1 GRADO API ............................................................................................. 110

XIV

5.2.2 GOR, WOR ............................................................................................... 111

5.2.3 DESCRIPCIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO ACONCAGUA .......... 111

5.2.3.1 RESERVAS PROBADAS ................................................................ 111

5.2.3.2 RESERVAS REMANENTES .......................................................... 112

5.2.3.3 RESERVAS PROBABLES .............................................................. 112

5.2.4 PRODUCCIÓN DEL CAMPO ACONCAGUA ...................................... 112

5.2.4.1 Reservorio U Superior ...................................................................... 112

5.2.4.2 Reservorio U Inferior ........................................................................ 113

5.2.4.3 Reservorio T ...................................................................................... 113

5.3 SISTEMA DE BOMBEO .................................................................................. 113

5.3.1 SISTEMA DE BOMBEL HIRÁULICO ................................................... 113

5.3.1.1 Tanque de Almacenamiento de Fluido Motriz .................................. 114

5.3.1.2 Líneas de Flujo .................................................................................. 114

5.3.1.3 Bombas elevadoras de presión (Booster) y Multietapa .................... 114

5.4 SISTEMA CONTRA INCENDIOS .................................................................. 115

5.4.1 GENERALIDADES ................................................................................. 115

5.4.2 Normas NFPA ........................................................................................... 118

5.4.3 DISEÑO DEL SISTEMA CONTRA INCENDIO. .................................. 119

5.4.4 DETERMINACIÓN DE LOS REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA. .. 119

5.4.4.1 Rociadores ......................................................................................... 119

5.4.4.1.1 Densidad y Área de diseño ............................................................ 119

5.4.4.2 Mangueras ......................................................................................... 120

5.4.4.3 Suministro de Agua ........................................................................... 121

5.4.4.4 Cálculos Hidráulicos ......................................................................... 121

XV

5.4.4.5 Pérdidas en la tubería ........................................................................ 122

5.4.4.6 Longitud en la tubería ....................................................................... 122

5.5 SELECCIÓN DE MATERIALES .................................................................... 122

5.5.1 Selección de la tubería .............................................................................. 122

5.5.2 Selección de las Bombas ........................................................................... 125

5.5.3 Selección de Rociadores ........................................................................... 126

5.5.4 Selección de accesorios ............................................................................. 126

CAPÍTULO VI. ........................................................................................................... 128

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................ 128

6.1 CONCLUSIONES ............................................................................................ 128

6.2 RECOMENDACIONES ................................................................................... 130

BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 132

GLOSARIO DE TÉRMINOS ....................................................................................... 133

ANEXOS ...................................................................................................................... 136

XVI

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico No 1: Mapa del Ecuador, ubicación del Campo Aconcagua ............................... 5

Gráfico No 2: Mapa Estructural del Campo Aconcagua .................................................. 6

Gráfico No 3: Línea Sísmica del Campo Aconcagua ....................................................... 8

Gráfico No 4: Proceso de Recolección de Crudo en el Campo Aconcagua .................... 9

Gráfico No 5: Cabezal del pozo ...................................................................................... 12

Gráfico No 6: Regímenes de flujo horizontal ................................................................. 13

Gráfico No 7: Tubos múltiples ........................................................................................ 15

Gráfico No 8: Líneas de flujo.......................................................................................... 17

Gráfico No 9: Separador del campo Aconcagua ............................................................. 18

Gráfico No 10: Separador horizontal de dos fases .......................................................... 22

Gráfico No 11: Separador vertical de tres fases. ............................................................. 23

Gráfico No 12: Diseño de un separador esférico ............................................................ 25

Gráfico No 13: Separador de dos barriles ....................................................................... 26

Gráfico No 14: Separador horizontal bifásico ................................................................ 28

Gráfico No 15: Separador de tres fases de balde y vertedero ......................................... 29

Gráfico No 16: Separador con extractor de niebla .......................................................... 30

Gráfico No17: Diseño de un separador por impacto ....................................................... 31

Gráfico No 18: Válvula de contrapresión de gas de baja presión ................................... 37

XVII

Gráfico No 19: Válvula de contrapresión de gas de alta presión .................................... 37

Gráfico No 20: Platina deflectora ................................................................................... 39

Gráfico No 21: Extractor de niebla ................................................................................. 40

Gráfico No 22: Manifold ................................................................................................. 41

Gráfico No 23: Separador de agua libre (FWKO) .......................................................... 42

Gráfico No24: Separador electrostático .......................................................................... 44

Gráfico No 25: Bota de desgasificación.......................................................................... 45

Gráfico No 26: Tanque de lavado ................................................................................... 47

Gráfico No 27: Tanque con techo flotante ...................................................................... 49

Gráfico No 28: Tanque con techo cerrado con membrana ............................................. 49

Gráfico No 29: Tanque con techo esférico ..................................................................... 50

Gráfico No 30: Tanque con tapas cóncavas .................................................................... 51

Gráfico No 31: Tanque con techo cónico ....................................................................... 51

Gráfico No32: Esquema de un Tanque con Techo Cónico ............................................. 52

Gráfico No 33: Escotilla.................................................................................................. 53

Gráfico No 34: Esquema de medición del Punto de referencia ...................................... 53

Gráfico No 35: Esquema de un Tanque, corte. ............................................................... 54

Gráfico No 36: Esquema de un Tanque, altura de referencia ......................................... 55

Gráfico No 37: Cinta y Plomada ..................................................................................... 56

Gráfico No38: Agua Disuelta ......................................................................................... 57

XVIII

Gráfico No 39: Agua suspendida .................................................................................... 58

Gráfico No 40: Agua libre............................................................................................... 58

Gráfico No 41: Medición a vacío en un tanque .............................................................. 59

Gráfico No 42: Medición a vacío .................................................................................... 60

Gráfico No 43: Medición a fondo de un tanque .............................................................. 61

Gráfico No 44: Medición a fondo ................................................................................... 62

Gráfico No 45: Tanques de almacenamiento del Campo Aconcagua ............................. 63

Gráfico No 46: Bomba de flujo axial .............................................................................. 65

Gráfico No 47: Curva de altura de descarga vs capacidad .............................................. 66

Gráfico No 48: Calentadores ........................................................................................... 67

Gráfico No 50: Líneas de manejo de gas ........................................................................ 87

Gráfico No 51: Medición de gas ..................................................................................... 88

Gráfico No 52: Depurador de gas ................................................................................... 89

Gráfico No 53: Tanques de recolección de agua salada ................................................. 90

Gráfico No 54: Bomba de circulación de petróleo .......................................................... 91

Gráfico No 55: Sistema múltiple- separador de prueba .................................................. 92

Gráfico No 56: Toma de muestras .................................................................................. 93

Gráfico No 57: Diseño de las Facilidades del Campo .................................................... 98

Gráfico No 58: Demanda para rociadores ..................................................................... 120

Gráfico No 59: Rociador de respuesta rápida ............................................................... 126

XIX

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla No 1: Composición del petróleo ........................................................................... 70

Tabla No 2: Clasificación API ........................................................................................ 71

Tabla No 3: Relación Hidrógeno Carbono...................................................................... 72

Tabla No: 4: Análisis del anillo ...................................................................................... 73

Tabla No 5: Naturaleza Química..................................................................................... 74

Tabla No 7: Tiempos de retención para separadores de dos fases .................................. 96

Tabla No 7: Flujo requerido para velocidad no menor a 3 m/s en la tubería ................ 123

Tabla No 8: Comparación de materiales para tubería ................................................... 124

XX

ÍNDICE DE FÓRMULAS

Fórmula No 1: Factor de caracterización ........................................................................ 73

Fórmula No 2: Cálculo del tiempo de retención ............................................................. 94

Fórmula No 3: Cálculo del tiempo de retención relativo ................................................ 95

XXI

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO No 1: CAMPO ACONCAGUA ..................................................................... 136

ANEXO No 2: GENERADOR CAMPO ACONCAGUA ........................................... 136

ANEXO No 3. MEDICIÓN A FONDO DEL TANQUE (AFORO). ........................... 137

XXII

RESUMEN

El presente trabajo, explica las condiciones actuales de operación de las Facilidades de

Producción en superficie del Campo Aconcagua, es decir cómo está conformado, con

que equipos cuenta entre ellos tenemos: manifolds, separadores de prueba, producción,

bota de gas, tanques etc, existentes en las estaciones de producción del área.

Estas facilidades empiezan en el manifold, donde convergen todos los pozos de un

campo de producción, luego el flujo multifásico de hidrocarburos se dirige a los

separadores, los cuales funcionan actualmente como bifásicos, solo separan el gas que

es transportado por la parte superior del separador hacia scrubbers para drenar el

condensado del gas y finalmente es llevado a los generadores de energía o a los

mecheros para quemarse.

Desde los separadores la mezcla de agua – petróleo es llevada hasta la bota de gas,

donde ciertos dispositivos internos aún separan gas hasta llevarlo a los mecheros.

Luego, como una mezcla de líquido ingresa al tanque de lavado, donde con ayuda de

agitación mecánica, incremento de temperatura y aprovechando la diferencia de

densidades el agua se separa del petróleo. El petróleo es llevado al tanque de surgencia

y luego desaloja un crudo con características de cierto BSW al tanque de

almacenamiento.

XXIII

El análisis operacional de las facilidades se detalla mediante el estudio de la eficiencia

de los equipos así como también el tipo de fluido y posterior a eso la fiscalización del

mismo, explicando el tipo de bombeo utilizado en dicho Campo.

Por último se presentan conclusiones y recomendaciones que ayudarán en la

preparación de diferentes proyectos sobre facilidades de producción o a su vez en la

construcción de nuevos campos petroleros que tengan como fin la implementación de

óptimas facilidades.

XXIV

SUMMARY

The present work, explain the current operating conditions of surface Production

Facilities Aconcagua Field, it’s to say how is made, equipment that it has between there,

we have: manifolds, test separators, production, gas boot, tanks, it existing production

stations in this area.

These facilities starting at the manifold, which converge all the wells in a field

production, then the multiphase flow of oil separators addresses, which currently

operate as two-phase, separate the gas alone is carried by the top of the separator to

scrubbers for gas condensate drain and finally is brought to power generators or to the

burners to burn.

Since separators the mixture of water – oil is taken to the gas boot, where certain

devices have separate internal gas it bringing it to the burners. Then, as a mixture of

liquid enters the wash tank, where with the help of mechanical agitation, temperature

increase and using the density difference water is separated oil. The oil is carried to the

upwelling tank and then evicts a crude certain characteristics of BSW, to the pipeline

tank.

The operational analysis of the facilities by detailed study of the efficiency of the

equipment as well as the type of fluid and after that the audit of it, explaining the type of

pumping used in this field.

XXV

Finally, we present conclusions and recommendations that will assist in the preparation

of various projects about production facilities or turn in the construction of new oil

fields that it has to implement best facilities

1

CAPÍTULO I.

1. INTRODUCCIÓN Y DESCRIPCIÓN DEL CAMPO

El crudo producido por las Operadoras de Campos Petroleros debe ser entregado limpio

(sin contenidos importantes de agua y sedimentos), en las descarga de las Estaciones de

Flujo, y por esto debe ser tratado y deshidratado antes de ser entregado. La

deshidratación del crudo sucio y la entrega del crudo limpio son centralizadas en las

Estaciones de Flujo.

Cada día se viven situaciones difíciles en el mundo, y hoy más que nunca se vive una

etapa más de este proceso complejo que es la vida, los problemas son comunes en el

país, la empresa y nuestras familias.

En este estudio se transmitirá una serie de conceptos, teorías y experiencias que

competen a las Facilidades de Producción, es muy común en nuestro medio dedicarnos

exclusivamente a la responsabilidad que nos han asignado como objetivo fundamental,

pero nunca será suficiente ser especialista; la tecnología actual y futura, exigen del

trabajador conocimientos específicos y globales.

El Campo a ser estudiado es el Campo Palmar Oeste, pero por la confidencialidad de la

ARCH (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero), se utilizará el nombre de:

Campo Aconcagua.

2

1.1 OBJETIVOS

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Estudiar el funcionamiento de deshidratación del crudo en las Facilidades de

Producción en el Campo Aconcagua.

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Describir la condición actual del Campo Aconcagua.

• Proponer Facilidades de deshidratación para el Campo Aconcagua.

• Proyección de las Facilidades para años subsiguientes.

1.2 JUSTIFICACIÓN

El estudio de las Facilidades de Producción se orienta a la optimización de los procesos

de tratamiento de fluido, considerando que el Campo no cuenta con Facilidades

necesarias, debido a que cada cierto tiempo es indispensable realizar un análisis de su

funcionamiento, por si existe algún deterioro lo que podría generar mayor uso de

químicos, gastos de mantenimiento y un alto riesgo en las operaciones.

Las Facilidades de Producción en un Campo constituyen una parte elemental, por lo que

una falla o baja capacidad de funcionamiento ocasionaría problemas en toda la

instalación.

3

1.3 HIPÓTESIS

1.3.1 HIPÓTESIS GENERAL

Determinar los equipos para completar las Facilidades de deshidratación del crudo,

actualizando los conceptos básicos para la operación de los equipos de producción y

facilidades que se requieren, para una mejor producción, tratamiento de deshidratación,

almacenamiento y medición de crudo y gas en campos petroleros.

1.3.2 HIPÓTESIS ESPECÍFICAS

• Conocer los principios y procedimientos operativos de los equipos y facilidades

de producción instalados en un campo petrolero.

• Identificar la importancia y el manejo de las principales variables que inciden en

las operaciones de superficie en los campos petroleros mejorando así las

habilidades, actitudes y aptitudes del personal y optimizar costos de producción.

• Analizar la optimización de los equipos y facilidades de superficie, logrando ser

consientes de los procesos y procedimientos que se realizan para evitar daños a

los pozos y a los equipos para obtener productos de mejor calidad y al mejor

costo.

1.4 VARIABLES

1.4.1 VARIABLE DEPENDIENTE

Establecer las características y necesidades que requiere el Campo para lograr un

correcto funcionamiento de los equipos que comprenden las facilidades de producción

(separadores, botas de gas, tanques, calentadores, enfriador de gas, entre otros).

4

1.4.2 VARIABLE INDEPENDIENTE

Análisis del proceso de separación de los fluidos (gas, agua, petróleo), mediante las

facilidades del Campo Aconcagua.

1.5 METODOLOGÍA

1.5.1 MÉTODO DESCRIPTIVO

Este método permite detallar el funcionamiento de las Facilidades de Producción, así

como también determinar sus características físicas y por medio de ellas obtener

resultados.

1.5.2 MÉTODO ANALÍTICO

Es un método muy útil que sirve para analizar la eficiencia y resultados de las

Facilidades en el proceso de Producción.

1.6 TÉCNICAS

1.6.1 REVISIÓN DE LA LITERATURA

Se requiere de libros, revistas, artículos, publicaciones, web, entre otros, disponibles

dentro de la literatura petrolera referente al tema a estudiar.

1.6.2 INTERNET

Ésta técnica proporciona una infinidad de ventajas y facilidades de accesibilidad a

información rápida y veraz, agilizando así la investigación, para esto es de vital

importancia contar con fuentes de información seria y precisa con datos confiables y

reales.

5

1.7 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO ACONCAGUA UBICACIÓN

GEOGRÁFICA

El campo Aconcagua está ubicado en la Provincia Francisco de Orellana, de la Región

Amazónica del Ecuador. (Ver Gráfico No 1).

(Ver Anexo 1, página: 133)

Es un campo que tiene las siguientes coordenadas geográficas.

Latitud: 00° 09’ 40.524” Sur

Longitud: 76° 57’ 12.655” Oeste.

Gráfico No 1: Mapa del Ecuador, ubicación del Campo Aconcagua

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH)

Elaborado por: María Cristina Garzón

6

El Campo está estructurado por diferentes fallas, CAP, área operacional, límite del

campo petrolero e inyección de agua. (Ver Gráfico No 2 ).

Gráfico No 2: Mapa Estructural del Campo Aconcagua



7

1.7.1 HISTORIA DEL CAMPO

Existen varios pozos dentro del Campo Aconcagua, el primer pozo perforado fue

completado en Mayo del 2003, trabajo en el cual se realizó un cañoneo en el intervalo

entre 10,306 – 10,340 ft (4505 PJ 5 SPF) y al mismo tiempo se realizó pruebas de

presión. Se bajó en el pozo una bomba electrosumergible GN-7000. En Julio del 2004,

se realizó una reparación en el conector del cabezal. En Septiembre 2005, se realizó un

reacondicionamiento para cambiar de BES y re-disparar la zona de interés.

En marzo del 2006 se realizó un tratamiento de estimulación ácida con el fin de

incrementar producción en el pozo, el mismo que no presentó resultados positivos.

1.7.2 GEOLOGÍA

El reservorio Hollín en el campo Aconcagua tiene en la parte superior un nivel de una

arenisca calcárea, seguido por arenisca. La zona de interés con hidrocarburo comprende

niveles de areniscas interpretadas como tidal bar/channels con intercalaciones arcillosas

denominadas como tidal point bar y tidal mud flat, debajo de esta secuencia se tiene la

presencia de arenas fluviales con intercalaciones de finos niveles interpretados como

point bar y flood plain shale.

1.7.3 GEOFÍSICA

El Campo Aconcagua se encuentra ubicado en el eje anticlinal NE-SO, muy cerca al

flanco oriental (incremento de pendiente) de la misma y a 700m. (2300pies)

aproximadamente de la falla principal (inversa) del campo.

8

Como se puede apreciar en la sección sísmica adjunta, la información a la altura del área

que limita al Campo Aconcagua, no es de buena calidad y los reflectores son

discontinuos, lo que no permite particularmente, definir capas internas dentro de la

formación Hollín (entre horizontes verde y rojo). (Ver Gráfico No 3).

Gráfico No 3: Línea Sísmica del Campo Aconcagua



9

CAPÍTULO II.

2. DESCRIPCIÓN DE LAS ESTACIONES DE RECOLECCIÓN EN

SUPERFICIE

Una estación de recolección, es el sitio donde se realiza el tratamiento del crudo que

viene de los pozos ubicados en las respectivas áreas o campos de explotación, para su

posterior trasferencia a la estación de almacenamiento más cercana y de allí al a la

cabecera o estación de bombeo del SOTE (Sistema de Oleoducto Trans Ecuatoriano)

Existen varios métodos de producción para posteriormente transportar el crudo desde

los pozos hasta las estaciones. (Ver Gráfico No 4).

Gráfico No 4: Proceso de Recolección de Crudo en el Campo Aconcagua



10

El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación a la

estación es impulsarlo con la ayuda de una bomba, a través de un sistema de tuberías.

Las tuberías de sección circular son las más frecuentes.

2.1 ESTACIÓN DE DESCARGA

La estación de descarga o almacenamiento, es el punto donde toda la producción de

petróleo del campo es fiscalizada antes de ser bombeada al patio de tanques; estas

estaciones no sólo reciben el crudo de las estaciones de flujo en el área sino también de

los pozos cercanos a ella. Su función principal es el tratamiento final del crudo para

obtener un crudo que cumpla con las especificaciones de calidad.

Las estaciones de descarga están provistas de equipos destinados al tratamiento,

almacenamiento y bombeo del petróleo hasta los patios de tanques.

Para el tratamiento, cuentan con separadores gas – crudo, agua libre (FWKO) para las

producciones limpias (libres de agua), y separadores de prueba, además de realizar la

separación agua/crudo por medio de calentadores y tanques de lavado o de

estabilización y así cumplir con las especificaciones de concentración (menor al 0,5 %

de agua y sedimentos, BSW).

2.2 CONFIGURACIÓN BÁSICA DE UNA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN

Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la interrelación

operativa de una serie de componentes básicos, como son:

11

• Cabezal del pozo

• Múltiples o recolectores de entrada.

• Líneas de flujo.

• Separadores.

• Separadores de producción

• Manifold

• Free Water Knock-out (FWKO).

• Deshidratadores electrostáticos.

• Bota de gas.

• Tanque de lavado.

• Calentadores de agua.

• Tanques de reposo o almacenamiento.

• Tanques de oleoducto: bombas centrífugas y de desplazamiento positivo.

Generalmente, las estaciones de flujo están diseñadas para cumplir un mismo fin o

propósito, por tal razón, los equipos que la conforman son muy similares en cuanto a

forma, y funcionamiento operacional. Sin embargo, las estructuras de éstas,

dimensiones y la disposición de los equipos varían entre un campo y otro dependiendo

de las condiciones de cada uno.

12

2.2.1 Cabezal del pozo

Está compuesto por dos juegos de válvulas, principalmente. Las válvulas superiores,

localizadas a los costados, sirven para conducir el fluido desde el fondo del pozo por el

tubing hasta la superficie; mientras que las inferiores están conectados al espacio anular

formado por el casing y tubing, permaneciendo cerradas si el pozo produce a flujo

natural, pero si se emplea levantamiento artificial adquieren diferentes flujos que serán

analizados más adelante.

En el medio del tubing se localiza la llamada "válvula máster", que sirve como primer

bloqueo del flujo del pozo en superficie; normalmente esta válvula está abierta y se debe

tener mucho cuidado en su operación y mantenimiento. (Ver Gráfico No 5).

Gráfico No 5: Cabezal del pozo



13

Existen también los diferentes tipos de flujo del fluido dentro de los cuales se tiene

regímenes. (Ver Gráfico No 6).

Gráfico No 6: Regímenes de flujo horizontal

Fuente: Biblioteca personal.


14

Ya sea en la línea horizontal o de flujo se localizan algunos dispositivos como:

• Codos

• Válvulas de bloqueo o compuerta

• Restricción al flujo o "choques", que sirven para definir una determinada tasa de

producción a flujo natural.

• Medidores de presión

• Válvulas de aguja de 1 plg para toma muestras

• Termómetros

• Válvulas check

Si se emplea sistemas automáticos de control, se tendrán válvulas automáticas de cierre,

transmisores, etc.

Generalmente se emplean líneas de 6 5/8, 4 Vz y 3 1/2 plg de diámetro externo o

nominal, cuyas características elementales son:

• Espesores de cédula 40 o estándar

• Sin costura (Seamless)

• Grado API 5L X42 o X52

• Resistencia hidráulica hasta 1800 psig.

15

2.2.2 Múltiples o recolectores de entrada.

Son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que consisten generalmente en varios

tubos colocados en posición horizontal, paralelos uno con respecto al otro y conectados

a cada una de las líneas de flujo. Su función es recolectar la producción de los pozos

que llegan a las estaciones de flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos del

sistema. Sin embargo, los arreglos de válvulas, conexiones y tuberías deben ser de

manera tal que, cuando sea requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado

para propósitos de prueba de pozos. Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado

a un separador de prueba, para segregar y medir petróleo o productos de destilación,

producción de gas y en algunos casos producción de agua. (Ver Gráfico No 7).

Gráfico No 7: Tubos múltiples


Elaborado por: María Cristina Garzón.

16

2.2.3 Líneas de flujo.

Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde el cabezal de un pozo hasta

el múltiple de producción de su correspondiente estación de flujo. Las líneas de flujo

son aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en forma bifásica, desde los

pozos hasta un punto de convergencia denominado múltiple. Cada múltiple está

conformado por secciones tubulares, cuya capacidad y tamaño dependen del número de

secciones tubulares. Son fabricados en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo y

se seleccionan según el potencial de producción y presiones de flujo del sistema. (Ver

Gráfico No 8).

En el diseño de las líneas de flujo se calculan principalmente los siguientes parámetros:

• La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula usando

modelos multifásicos.

• Los espesores óptimos del tipo de material a usar considerando las presiones de

trabajo.

• Los sistemas de limpieza y de mantenimiento.

• Los sistemas de protección.

• Los sistemas de anclaje.

• Tiempo de residencia

17

Gráfico No 8: Líneas de flujo



2.2.4 Separadores.

Los separadores son equipos que se utilizan para separar un fluido que se encuentra

formado por dos o más fases, con diferentes densidades. (Ver Gráfico No 9).

Para realizar la separación de fases no mezcladas o fases inmiscibles, que pueden ser:

• Partículas líquidas en corrientes de vapor o gas (gas y crudo)

• Partículas líquidas en líquidos inmiscibles (agua y crudo)

• Partículas sólidas en corrientes de gas y líquidos (filtros)

18

• Partículas sólidas de otros sólidos.

Gráfico No 9: Separador del campo Aconcagua



Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las normas

establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión. En la

separación de gas y petróleo es muy importante considerar la expansión que se produce

cuando el gas se desprende del petróleo y la función que desempeña la presión.

Además, en el interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el

mayor despojo de petróleo del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y

se logre la mayor cantidad posible de petróleo.

19

La separación para una, dos o tres etapas está regulada por factores tales como la

presión de flujo en el cabezal del pozo, la presión con que llega a la estación, la relación

gas-petróleo, la temperatura y el tipo de crudo.

VENTAJAS DE LOS SEPARADORES

• La energía del fluido al entrar al recipiente debe ser controlada.

• Las tasas de flujo de las fases líquida 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 (American Society of Mechanical Engineers (Sociedad

Americana de Ingenieros Mecánicos) exige bocas de visita (manholes).

20

TIPOS DE SEPARADORES

a. Según su forma

• Separadores cilíndricos (horizontales y verticales).

• Separadores esféricos.

• Separadores de dos barriles.

b. Según el número de fases a separar

• Separadores Bifásicos.

• Separadores Trifásicos.

c. Según el medio de separación:

• Separadores con extractor de niebla.

• Separadores por impacto (filtros).

d. Según su función:

• Depurador

21

SEGÚN SU FORMA

SEPARDORES CILÍNDRICOS

• HORIZONTALES

El fluido entra en el separador y se contacta con un desviador de ingreso, causando un

cambio repentino en el impulso y la separación bruta inicial de líquido y vapor. La

gravedad causa que gotas de líquido caigan de la corriente de gas al fondo del recipiente

de recolección. Esta sección de recolección de líquido provee el tiempo de retención

necesario para que el gas arrastrado evolucione del petróleo y suba al espacio de vapor.

También provee volumen de oleada, si fuese necesario, para manejar los sobrepesos

intermitentes de líquido. Luego el líquido sale del recipiente mediante una válvula de

descarga de líquidos, que es regulada por un controlador de nivel. (Ver Gráfico No 10.)

22

Gráfico No 10: Separador horizontal de dos fases

Fuente: Biblioteca personal


• VERTICALES

En esta configuración el flujo de entrada entra al recipiente por un lado. A igual que con

el separador horizontal, el desviador de ingreso hace la separación bruta inicial. El

líquido fluye hacia abajo a la sección de recolección de líquidos en el recipiente, y luego

baja a la salida de líquidos. Cuando el líquido llega al equilibrio, las burbujas de gas

fluyen en sentido contrario a la dirección del flujo de líquidos y eventualmente migran

al espacio de vapor. El controlador de nivel y la válvula de descarga de líquidos opera

de la misma forma como en el separador horizontal. El gas fluye sobre el desviador de

ingreso y luego arriba hacia la salida de gas. En la sección de asentamiento de gravedad,

23

las gotas de líquido caen hacia abajo, en sentido opuesto a la dirección del flujo de gas.

El gas pasa por la sección de fundición / extractor de neblina antes de salir del

recipiente. La presión y el nivel son mantenidos de la misma forma que en el separador

horizontal. (Ver Gráfico No 11.)

Gráfico No 11: Separador vertical de tres fases.



24

SEPARADORES ESFÉRICOS

El separador esférico es diseñado para hacer un uso máximo de todos los métodos y

ayudas conocidas para separa el petróleo y el gas, por ejemplo, la gravedad, la baja

velocidad, la fuerza centrifuga y la superficie de contacto,

El flujo del pozo entrante es desviado por el desviador de flujo de entrada y dirigiendo

tangencialmente contra la pared del separador. Los chorros de líquido se unen después

de fluir 180 grados alrededor de las paredes del recipiente y luego caen en la sección de

acumulación para permanecer ahí hasta ser liberados a través de la válvula de desecho

de acción de nivel de líquido.

El chorro de gas en su viaje a través del diámetro más grande de la porción central del

recipiente pierde las partículas en suspensión debido a la velocidad reducida.

La liberación final de partículas en suspensión se lleva a cabo mientras el gas fluye a

través de la malla del extractor de niebla. Se podría taponar el extractor de niebla por

hidratos o parafinas, el bypass de seguridad protege la malla mediante la limitación de

la presión diferencial a un máximo seguro. (Ver Gráfico No 12.

25

Gráfico No 12: Diseño de un separador esférico



SEPARADORES DE DOS BARRILES

Consiste en una sección de separador superior y una cámara de líquido inferior.

El flujo mezclado de petróleo y gas entra al tubo superior.

Los líquidos caen a través de la primera tubería conexión dentro de un reservorio de

liquido y el gas mojado fluye a través del a tubería superior donde el liquido en

26

suspensión se separa debido a la diferencia de densidades y la acción limpiadora de

extractor de niebla. (Ver Gráfico No 13).

Las ventajas del separador de doble barril son:

• Menores costos iníciales.

• Son más fáciles de aislar para operaciones en clima frio.

• El líquido permanece caliente minimizando el congelamiento y deposición de

parafinas.

Gráfico No 13: Separador de dos barriles



27

SEGÚN EL NÚMERO DE FASES A SEPARAR

SEPARADORES BIFÁSICOS

Los separadores, como su nombre lo indica, son equipos destinados a realizar la

separación de hidrocarburos entre diferentes fases mediante el principio de diferencia de

densidades.

El fluido entra al separador y choca con el deflector interno causando la separación, a

esto se le llama la separación inicial del líquido y vapor, la fuerza de gravedad causa

que el líquido se vaya hacia el fondo y el gas vaya hacia el domo del recipiente. La

recolección de líquido en el fondo provee un tiempo de retención del cual ayuda a que

los gases y líquidos encuentren el equilibrio a una presión, cuando en la producción de

hidrocarburos líquidos hay una cantidad mayor de gas que de aceite, se utiliza un

separador bifásico vertical. (Ver Gráfico No 14).

28

Gráfico No 14: Separador horizontal bifásico



29

SEPARADORES TRIFÁSICOS

El dimensionamiento de estos separadores se basa principalmente en el tiempo de

retención, en donde las tres fases se separan eficientemente, normalmente éste varía de

3 segundos a 30 minutos dependiendo de la composición del fluido y del trabajo de

laboratorio, pero si no se cuenta con esta información, el tiempo de retención del aceite

y el agua sugerido para diseño es de 10 minutos. La fracción del agua, obtenida por el

asentamiento de gravedad se le llama agua libre. (Ver Gráfico No 15).

Gráfico No 15: Separador de tres fases de balde y vertedero



30

SEGÚN LA SEPARACIÓN

SEPARADORES CON EXTRACTOR DE NIEBLA

Teniendo en cuenta de que el gas fluye en dirección a un extractor o eliminador de gas,

la principal función del extractor de niebla es el de no dejar pasar las partículas de agua,

el cual al llegar a una presión mayor que la del separador, se abre y manda el flujo a otro

separador.

Un extractor de niebla de alta eficiencia es instalado en lo alto del separador y en la

torre absorbedora para limitar pérdidas mecánicas lo menos posible. (Ver Gráfico No

16).

Gráfico No 16: Separador con extractor de niebla



31

SEPARADORES POR IMPACTOS (FILTROS)

El “filtro” (filtro de gas o filtro/separador) se refiere a un depurador de gas tipo-seco;

especialmente si la unidad es utilizada en principio para remover el polvo de la corriente

de gas. Un medio filtrante es utilizado en los recipientes para remover polvo, finos,

herrumbre y otros materiales extraños del gas. Tales unidades removerán líquido del

gas. (Ver Gráfico No 17).

Gráfico No17: Diseño de un separador por impacto



32

SEGÚN SU FUNCIÓN

DEPURADOR

Un depurador de gas puede ser similar a un separador de petróleo y gas. Normalmente

este maneja fluidos que contienen menos líquido que el producido de pozos de petróleo

y gas. Los depuradores de gas son usados normalmente en recolección de gas, ventas, y

líneas de distribución donde no se requiere manejar tapones o baches de líquidos, como

es a menudo el caso con separadores de petróleo y gas.

El depurador de gas tipo seco utiliza extractores de neblina y otros internos similares a

los de separadores de petróleo y gas.

El depurador de gas tipo húmedo pasa la corriente de gas a través de un baño de

petróleo u otro líquido que limpie polvo y otras impurezas del gas. El gas es pasado a

través de un extractor de neblina donde todo el líquido removible es separado de éste.

COMPONENTES ESENCIALES DE UN SEPARADOR

Un separador de gas y petróleo generalmente incluye los siguientes componentes y

características esenciales:

a. Un recipiente que incluye:

• Sección y/o dispositivo para la separación primaria.

• Sección de asentamiento por gravedad o sección de depuración.

• Extractor de neblina para remover pequeñas partículas de líquido del gas.

33

• Sección de asentamiento de líquido (separación) para remover el gas o vapor del

petróleo (en una unidad trifásica, esta sección separa agua del petróleo).

• Salida del gas

• Salida del petróleo, y

• Salida del agua (unidad trifásica).

b. Adecuada capacidad volumétrica de líquido para manejar “baches” de los pozos y

líneas de flujo.

c. Adecuado diámetro y altura o longitud del recipiente para permitir que se separe más

líquido del gas de forma tal que el extractor de neblina no sea sobrecargado de líquido.

d. Un mecanismo de control del nivel de líquido en el separador, el cual normalmente

incluye un controlador del nivel de líquido y una válvula de diafragma en la salida del

petróleo. Para operación trifásica, el separador debe incluir un controlador del nivel de

líquido en la interface agua-petróleo y una válvula de control de descarga de agua.

e. Una válvula de alivio de presión en la salida de gas para mantener una presión estable

en el recipiente.

f. Dispositivos de alivio de presión.

En muchos sistemas de equipos de producción en superficie, el separador de gas-

petróleo es el primer recipiente hacia donde fluyen los fluidos del pozo luego de ser

levantados a superficie.

34

FUNCIONES PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES DE GAS PETROLEO

La separación de gas del petróleo puede iniciarse una vez que los fluidos fluyen a través

de la formación hacia el pozo y puede aumentar progresivamente a través de la tubería

de producción, líneas de flujo y equipos de manejo en superficie. Bajo ciertas

condiciones, el fluido puede ser separado en su totalidad en líquido y gas antes de que

este alcance el separador de petróleo y gas. En tales casos, el recipiente separador

proporciona solo una “ampliación” para permitir que el gas y el líquido puedan

descender hacia sus respectivas salidas.

Remover Petróleo del Gas

La diferencia en densidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos puede permitir una

separación aceptable en un separador de petróleo y gas. Sin embargo, en algunas

instancias, es necesario utilizar algunos dispositivos mecánicos comúnmente referidos

como “extractores de neblina” para remover líquido del gas antes de que éste sea

descargado del separador.

Remover Gas del Petróleo

Las características físico-químicas del petróleo y estas condiciones de presión y

temperatura determinan la cantidad de gas que éste contendrá en solución.

La tasa a la cual el gas es liberado de un petróleo dado es una función del cambio en la

presión y temperatura.

35

El volumen de gas que un separador removerá del petróleo crudo depende de:

• Características físico-químicas del crudo.

• La presión de operación.

• La temperatura de operación.

• Tasa de entrampamiento.

• Tamaño y configuración del separador.

• Otros factores.

La tasa de entrampamiento y nivel de líquido en el separador determinan el tiempo de

“retención” o “asentamiento” del petróleo. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos es

generalmente adecuado para obtener una separación satisfactoria de crudo y gas, a

menos que se esté manejando crudo espumante. Cuando el gas es separado de un crudo

espumante, el tiempo de retención debe ser incrementado de 5 a 20 minutos,

dependiendo de la estabilidad de la espuma y el diseño del separador.

Separación Agua – Petróleo

En algunas instancias es preferible separar y remover el agua del fluido antes de que

este fluya a través de las reducciones de presión, tales como las causadas por los

estranguladores y válvulas. Tales remociones de agua pueden prevenir dificultades que

podrían ser causadas aguas abajo por la misma, tales como corrosión, formación de

hidratos, y formación de emulsiones que pueden ser difíciles de resolver.

El agua puede ser separada del petróleo en un separador trifásico mediante el uso de

químicos y separación gravitacional. Si el separador trifásico no es lo suficientemente

grande para separar el agua adecuadamente, esta puede ser separada en un recipiente de

36

retención de agua libre, instalado aguas arriba o aguas abajo de los separadores. Si el

agua está emulsionada, será necesario utilizar un tratamiento demulsificante para

remover esta.

FUNCIONES SECUNDARIAS DE LOS SEPARADORES DE PETRÓLEO Y

GAS

Mantenimiento de la Presión Óptima

Para que un separador de petróleo y gas pueda llevar a cabo sus funciones principales, la

presión debe ser mantenida de manera tal que el líquido y el gas puedan ser descargados

a su respectivo procesamiento o sistema de recolección.

La presión es mantenida dentro del separador utilizando una válvula de contrapresión de

gas en el separador o con una válvula maestra de contrapresión que controle la presión

en una unidad de dos o más separadores. (Ver Gráfico No 18 y 19).

37

Gráfico No 18: Válvula de contrapresión de gas de baja presión



Gráfico No 19: Válvula de contrapresión de gas de alta presión



38

La presión óptima que debe mantener el separador es la presión que resultará en el

rendimiento económico más alto de la venta de los hidrocarburos líquidos y gaseosos.

Esta presión óptima puede ser calculada teóricamente o determinada por pruebas de

campo.

Mantenimiento del Sello Líquido en el Separador

Para mantener la presión en el separador, un sello líquido debe ser logrado en la porción

más baja del recipiente.

Una válvula operada por palanca puede ser utilizada para mantener el sello líquido en

un separador cuando la válvula es operada por un flotador que es accionado por el nivel

de líquido en el separador.

La válvula de control de descarga puede ser accionada por un piloto operado por

flotador, por un controlador de nivel de líquido sin flotador o por un controlador de

nivel de líquido tipo tubo de torque (desplazamiento).

2.2.5 Separadores de producción

Es el equipo más importante de una estación de producción. Aquí se realiza la

separación de las tres fases: gas, emulsión (mezcla agua-petróleo) y agua salina.

Internamente está constituido por los siguientes dispositivos.

39

Deflector: es una placa cóncava en donde chocan los fluidos y se esparcen a lo largo del

diámetro del separador. Básicamente, sirve para disgregar las fases gas y líquido, y

dentro de la fase líquida eliminar la mayor cantidad de gas en solución. Debe estar

soportado firmemente en la estructura interna del separador, porque recibe impactos

fuertes de pozos con flujo intermitente o producidos por gas lift, en los cuales la

relación gas/petróleo supera los 300 pies cúbicos/barril. (Ver Gráfico No 20).

Gráfico No 20: Platina deflectora



Extractores de niebla: eliminan las gotitas de líquido que arrastra la corriente de gas,

formando caminos sinuosos. En los campos petroleros donde se utiliza el gas natural

como combustible o succión para compresores de gas lift, es necesario colocar

diferentes bloques de extractores para retener la mayor cantidad de petróleo

principalmente. (Ver Gráfico No 21).

40

Gráfico No 21: Extractor de niebla



Lámina deflectora: localizada en la parte opuesta al ingreso del fluido; sirve para

separar en dos compartimentos la parte inferior del equipo, que estará ocupada por los

líquidos emulsión y agua, drenándose por la diferencia de densidades, el petróleo al

compartimento de descarga.

Controladores de nivel: tanto para el petróleo como agua, serán los instrumentos que

enviarán las señales de apertura y cierre a las válvulas respectivas.

41

2.2.6 Manifold o Distribuidor

A la llegada en la estación de producción, "islas" o "well pad" se tienen una serie de

líneas de flujo que ingresan en una o varias líneas recolectoras de mayor diámetro; estas

direccionan el flujo de los pozos a los separadores de producción o de prueba, mediante

válvulas de bloqueo individuales o de tres vías. Para evitar contrapresiones entre líneas

de flujo, se colocan al ingreso de cada pozo una válvula check. Adicionalmente, existen

toma muestras para recoger el fluido de un pozo y realizar los análisis de BSW y

densidad API. (Ver Gráfico No 22).

Gráfico No 22: Manifold



42

2.2.7 Free Water Knock-out (FWKO)

Sirven para eliminar el agua libre que se forma cuando el porcentaje de agua excede el

50 %. Básicamente tiene una configuración similar a los separadores trifásicos,

incrementándose únicamente el diámetro y los deflectores en la fase líquida para

eliminar la espuma y proporcionar flujo laminar, favoreciendo la decantación del agua.

Estos equipos normalmente trabajan con un nivel de líquido entre el 50 y 75 % del

diámetro del recipiente, debido a que la cantidad de gas será menor. El controlador de

nivel será el mecanismo más importante del FWKO, para evitar flujos de emulsión en la

corriente de agua y viceversa. (Ver Gráfico No 23).

El agua obtenida de los separadores trifásicos y el FWKO, debe tener una cantidad

mínima de petróleo (menor a 100 ppm), para ser enviada al proceso de tratamiento e

inyección de agua de formación (water disposal).

Gráfico No 23: Separador de agua libre (FWKO)



43

2.2.8 Deshidratadores electrostáticos

En los últimos años existe la tendencia de emplear estos equipos como la fase final de

deshidratación en las estaciones de producción, reemplazando a los tradicionales

tanques de lavado.

Consisten de dos cámaras bien definidas: la primera por donde ingresa la emulsión, sin

agua libre, contiene un calentador en “U”, para elevar la temperatura de la emulsión y

facilitar la acción del químico demulsificante, rompiendo con mayor facilidad la mezcla

agua-petróleo; y la segunda cámara contiene electrodos con alto voltaje (20000-30000

voltios), para alinear las gotitas de agua que todavía permanecen dispersas, formar gotas

más grandes y decantarlas. A la descarga del equipo se tiene una concentración de agua

en el petróleo menor al 1%. (Ver Gráfico No 24).

Existen campos que producen con 80-90 % de agua, con temperaturas de 150-180 oF,

por lo que no es necesario tener deshidratadores electrostáticos, empleando trenes

compuestos por FWKO y desaladores electrostáticos. La diferencia de un desalador con

un deshidratador radica, en que el primero no posee la cámara de calentamiento, pero al

final la función es similar.

44

Gráfico No24: Separador electrostático



2.2.9 Bota de gas

Está formada de dos cilindros verticales concéntricos y sirve para eliminar una cantidad

adicional de gas que todavía permanece en solución. Por el cilindro interno sube el

petróleo y agua, hasta chocar con un deflector en forma de sombrero chino,

descendiendo por el espacio anular para ingresar al tanque de lavado. Este equipo sirve

como separador de producción alterno, en el caso de que los separadores primarios se

inunden y trabajen en by-pass. (Ver Gráfico No 25).

45

Gráfico No 25: Bota de desgasificación



2.2.10 Tanque de lavado

Cumple la función principal de eliminar el agua, en primer lugar atrapando las gotas

separadas en el "colchón de agua" formado en el fondo y luego proporciona un tiempo

de tratamiento o residencia suficientemente grande, para que el demulsificante actúe

rompiendo el resto de la emulsión.

46

Por la parte inferior se drena el agua separada, y a la vez, se mantiene un nivel fijo entre

8-12 pies; mientras que por la parte superior rebosa el petróleo hacia el tanque de

reposo, con un contenido de agua menor al 1 %. La descarga debe tener una línea de

venteo de 2 plg para evitar bolsas de aire o gas que obstruyan la salida de petróleo. (Ver

Gráfico No 26).

Internamente tiene un deflector en donde choca la corriente de agua y emulsión,

dirigiéndose en forma sinusoidal y ascendente por otros bañes verticales.

Con el propósito de proteger de la corrosión por el agua salina y el gas carbónico, se

instalas ánodos de sacrificio que van colgados del techo del tanque.

Los tanques de lavado tienen techos fijos, para mantener una presión positiva y exento

de aire, se dispone de las llamadas válvulas de presión y vacío con arresta llamas y gas

blanket o colchón de gas. Esto ayuda a prevenir la corrosión, eliminar potenciales

fuentes de incendio y conservar algo de hidrocarburos gaseosos en solución.

Para determinar la eficiencia del tratamiento de deshidratación se toman muestras a

diferentes profundidades con un dispositivo llamado "ladrón", cuantificándose en el

laboratorio el BSW.

47

Gráfico No 26: Tanque de lavado



FUNCIONAMIENTO DE UN TANQUE DE LAVADO

La mezcla de petróleo y agua entra por la parte superior, luego se hace circular por

medio de canales conformados por bafles, lo que permite que el agua contenida en el

petróleo (este fenómeno es conocido como coalescencia) y por diferencia de densidades

el agua se deposita en la parte baja del tanque permitiendo que el petróleo alcance el

nivel más alto y rebose hasta el tanque de almacenamiento de crudo.

48

De esta manera, el petróleo que sale del tanque de lavado generalmente cumple con las

especificaciones exigidas para ser transportado por oleoductos. Sin embargo, este

petróleo pasa primeramente a los tanques de almacenamiento antes de entrar a los

oleoductos.

De esta forma se logra mejorar aún más el proceso de deshidratación, ya que parte de la

fracción de agua que todavía permanece en el crudo, se asienta en el fondo del tanque

de almacenamiento.

CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES

Los tanques para almacenar crudo, gas o derivados, se clasifican según su forma en:

1. Techo Flotante

El techo en éste tipo de tanques flota sobre el producto que almacena, desplazándose

verticalmente de acuerdo al nivel. Se usan para almacenar gasolinas livianas como la

gasolina extra, de aviación o productos similares.

La ventaja de éste tanque es que disminuye las pérdidas por evaporación y no genera

electricidad estática. (Ver Gráfico No 27).

49

Gráfico No 27: Tanque con techo flotante



2. Techo Cerrado con Membrana

Es muy similar al anterior, sólo que el tanque es cerrado y una membrana hace las veces

de techo flotante. (Como se indica en el gráfico No 28).

Gráfico No 28: Tanque con techo cerrado con membrana



50

3. Techo Esférico

Se usan generalmente para contener productos de gases licuados de petróleo (GLP) tales

como el propano, butano y otras mezclas.(Ver Gráfico No 29)

La presión de vapor de éstos gases es bastante elevada (entre 25 y 250 psi).

Gráfico No 29: Tanque con techo esférico



4. Techo de Tapas Cóncavas

También sirve para contener GLP. La presión interna del tanque está dada por la presión

del vapor de la sustancia.

Como mecanismo de seguridad se instala un juego de válvulas de seguridad, las cuales

deben dispararse a una presión inferior a la del diseño del tanque.(Ver Gráfico No 30).

51

Gráfico No 30: Tanque con tapas cóncavas



5. Techo Cónico

Se usan para almacenar crudos o productos derivados que tengan una presión de vapor

relativamente baja, es decir, de aquellos que no tienen tendencia a producir vapores a

temperatura ambiente. (Ver Gráfico No 31 y 32)

Gráfico No 31: Tanque con techo cónico



52

Gráfico No32: Esquema de un Tanque con Techo Cónico



TERMINOLOGÍA DE LOS TANQUES

1. Escotilla de medición (Hatch)

Es la abertura en la tapa del tanque por medio de la cual se efectúan las

mediciones.(Como se indica en el Gráfico No 33).

53

Gráfico No 33: Escotilla



2. Punto de referencia (Reference gauge point)

Es una marca de referencia que debe establecerse en la boquilla de medición, desde la

cual se deben realizar todas las mediciones. (Ver Gráfico No 34)

Gráfico No 34: Esquema de medición del Punto de referencia



54

3. Punto de medición (Measurement Point)

Es un punto en o cerca al fondo del tanque hasta el cual llegará la pesa durante la

medición y desde donde se tomarán las distancias. (Ver gráfico No 35)

4. Plato de medición (Datum Plate)

Plato fijo localizado en el fondo del tanque y directamente debajo del punto de

referencia del líquido que va a ser medido. (Ver gráfico No 35)

5. Corte (Cut)

Es la línea de demarcación dejada por el líquido que se está midiendo sobre la escala de

la pesa o cinta de medición. (Ver gráfico No 35) y (Ver Anexo 3, página 136).

Gráfico No 35: Esquema de un Tanque, corte.



55

6. Altura de referencia (Reference Gauge height)

Es la distancia desde el fondo del tanque hasta el punto de referencia. Debe estar

claramente escrita sobre el techo del tanque.

La altura de referencia debe ser verificada cada vez que el tanque se repare o se limpie.

Adicionalmente, debe verificarse anualmente con el tanque en servicio.

Las alturas de referencia para tanques nuevos o reconstruidos, deben verificarse

mensualmente, hasta que cese la posibilidad de asentamiento o deformaciones en el

fondo del tanque. (Ver gráfico No 36)

Gráfico No 36: Esquema de un Tanque, altura de referencia



56

7. Cinta de medición

Es una cinta de acero, graduada y usada para la medición a fondo y/o vacío de un

hidrocarburo en un tanque. (Ver gráfico No 37)

8. Plomada (Bob)

Es la pesa adjunta a la cinta de medición, de suficiente peso para mantener la cinta tensa

de tal forma que facilite la penetración en el líquido. (Ver gráfico No 37)

Gráfico No 37: Cinta y Plomada

Fuente: Archivo fotográfico personal


9. Pasta indicadora de hidrocarburo

57

Es un producto químico que se aplica a la cinta o pesa y cambia de color cuando entra

en contacto con un hidrocarburo específico, indicando el nivel exacto del líquido.

10. Pasta indicadora de agua

Es un producto químico cambia de color cuando entra en contacto con el agua indicando

el nivel o la interface de agua en el hidrocarburo.

11. Agua disuelta

Es el agua emulsificada contenida dentro del petróleo o derivado formando una solución

a una temperatura determinada. No se puede ver a simple vista. (Ver Gráfico No 38).

Gráfico No38: Agua Disuelta



12. Agua suspendida

58

Es la cantidad de agua y sedimento dispersos como pequeñas gotas en el producto.(Ver

Gráfico No 39).

Gráfico No 39: Agua suspendida



13. Agua libre

Es la cantidad de agua presente en un tanque que se encuentra separada del crudo. (Ver

Gráfico No 40)

Gráfico No 40: Agua libre



FISCALIZACIÓN DE TANQUES

59

Para medir los niveles de los tanques existen dos métodos:

1. Medición a vacío (Outage gauge)

Determina la altura de vacío entre el contenido y la tapa del tanque.(Ver Gráfico No 41)

Gráfico No 41: Medición a vacío en un tanque



60

La cinta para la medición en vacío tiene el “cero” de la escala en el gancho de unión

entre la cinta y la plomada. (Ver Gráfico No 42)

Gráfico No 42: Medición a vacío



2. Medición a fondo (innage gauge)

Determina directamente la altura del contenido del tanque.

La marca de referencia debe estar fija y claramente indicada sobre el techo del tanque.

(Ver Gráfico No 43)

61

Gráfico No 43: Medición a fondo de un tanque



El “cero” de la escala está en la punta de la plomada, que debe tener una punta

terminada en cono. (Ver Gráfico No 44).

La marca de referencia debe estar fija y claramente indicada sobre el techo del tanque.

62

Gráfico No 44: Medición a fondo



2.2.11 Tanque de reposo o almacenamiento

Es un tanque de almacenamiento principalmente, en el cual se recibe el petróleo con

BSW máximo de 1%, pero que debido a ciertos problemas operativos, como la falta de

tanque de lavado por mantenimiento, se lo acondiciona para que cumpla la doble

función.(Ver Gráfico No 45).

63

Gráfico No 45: Tanques de almacenamiento del Campo Aconcagua



Pueden existir una o varias succiones a las bombas de transferencia, para enviar al

tanque de oleoducto, localizadas a 3, 6 o 9 pies de altura.

En este equipo se realiza las mediciones de nivel de petróleo y cantidad bombeada, para

determinar la producción de una estación o determinar la proyección de producción

cada 4, 6 u 8 horas.

2.2.12 Tanques de oleoducto, bombas centrífugas y de desplazamiento positivo

El destino final del petróleo sin agua y con la mínima cantidad de gas es el tanque de

oleoducto de un campo petrolero. La característica más importante de este equipo

64

constituye el "techo flotante o corredizo", que varía de acuerdo al nivel de petróleo que

se tenga internamente. Con esta configuración, se evita tener una capa de gas y los

riesgos altos de flagelo.

Los equipos para desplazar el petróleo u otros líquidos desde un sitio de baja presión o

elevación, hasta un lugar de alta presión o elevación, son las bombas.

CLASIFICACIÓN DE LAS BOMBAS

Se clasifican por:

• El tipo de energía empleado en cinéticas.

• Y desplazamiento positivo.

Las primeras incrementan la velocidad del líquido en el interior hasta valores altos que

permiten la salida del mismo en la descarga. De acuerdo a la ley de Bemoulli, cuando la

velocidad de cabeza o descarga se reduce, la presión de cabeza o descarga disminuye.

Por lo tanto, la energía cinética o velocidad de un líquido es primero incrementada y

luego convertida a energía potencial o presión. La energía cinética es impartida por un

impeler rotativo, generando una fuerza centrifuga dentro de la carcaza.

En una bomba de desplazamiento positivo el volumen del líquido es disminuido hasta

que se tenga una presión de líquido igual a la presión en la descarga del sistema, es

decir, el líquido es comprimido mecánicamente, incrementando directamente la energía

potencial. La mayor parte de las bombas de desplazamiento positivo son reciprocantes,

en donde el desplazamiento es realizado por un pistón o émbolo.

65

1. Bombas centrífugas:

Se clasifican en:

• Flujo radial.

• Flujo axial.

En una típica bomba de flujo axial, el flujo es paralelo a la dirección del eje. La

velocidad es impartida por las aletas del impeler, que tienen forma de láminas. (Ver

Gráfico No 46)

Gráfico No 46: Bomba de flujo axial

Fuente: Biblioteca personal.


La curva típica de altura de descarga vs capacidad para una bomba centrífuga. A

velocidad constante, la altura de descarga disminuye cuando el caudal de flujo aumenta.

Para una forma de impeler definido, la eficiencia es máxima para un caudal

determinado, si los flujos varían hacia arriba o debajo de este punto, la eficiencia

disminuye. (Ver Gráfico No 47).

66

Gráfico No 47: Curva de altura de descarga vs capacidad



2. Bombas Reciprocante:

La energía es adicionada al fluido intermitentemente por el movimiento de uno o más

límites lineales de un pistón, émbolo o diafragma en uno o más cilindros o volúmenes

de compresión. Si el líquido es bombeado durante el movimiento lineal en una sola

dirección, se conoce como "acción simple"; mientras que si el desplazamiento ocurre en

las dos direcciones de la carrera del pistón, se tiene una "acción doble".

2.2.13 Calentadores de agua

Es necesario calentar de alguna manera la emulsión que ingresa al tanque de lavado. El

equipo más empleado, construido por la empresa, es un calentador de tubos

concéntricos, se quema gas natural en el tubo interno, mientras que por el espacio anular

67

y en contracorriente ingresa el agua del tanque de lavado, incrementándose la

temperatura entre 10-25 oF, cuando se emplean dos calentadores en serie. El agua

retoma a la entrada de la bota de gas, junto con la emulsión proveniente de los

separadores. (Ver Gráfico No 48)

Gráfico No 48: Calentadores



2.2.13.1 Precauciones

Se han tenido muchos problemas con estos equipos, recomendándose tomar las

siguientes precauciones:

• Realizar la toma de agua del tanque de lavado entre una altura de 4-5 pies, para

evitar succionar los residuos sólidos parafinosos que normalmente se decantan

en el fondo. Se deberá mantener un colchón de agua mínimo de 8 pies.

68

• Colocar un filtro de sólidos antes de la succión de la bomba, con un by-pass para

su limpieza.

• Construir drenajes de seis pulgadas en el fondo de los calentadores para realizar

limpiezas mensuales del espacio anular con agua de los sistemas contra

incendios.

• El gas combustible debe pasar por un scrubber, que contenga rellenos o extractor

de niebla, para retener cualquier residuo de petróleo.

• Limpiar las boquillas de los quemadores mensualmente.

• Drenar periódicamente los "acumuladores o pulmones" de gas combustible

69

CAPÍTULO III.

3. LOS FLUIDOS DEL POZO Y SUS CARACTERÍSTICAS

El petróleo Crudo es una mezcla compleja de hidrocarburos producidos en forma

líquida. La gravedad API del petróleo Crudo puede estar en un rango de 6 a 50 ºAPI y

una viscosidad de 5 a 90000 cp en condiciones de operación promedio. La coloración

varia de verde claro, amarillo, marrón y negro.

El petróleo está constituido por una gran cantidad de compuestos orgánicos formados

principalmente por sustancias unidas por enlaces covalentes C - C y C - H, conocidos

como hidrocarburos, siendo el más sencillo y de menor peso molecular el metano. En

pequeñas cantidades se encuentran compuestos sulfurados, oxigenados, nitrogenados,

sales, órgano-metálicos, sedimentos y agua emulsionada consideradas como impurezas

del petróleo.

En la Industria del Petróleo es preciso conocer del crudo su naturaleza química

determinada por el predominio de familias hidrocarburíferas y contaminantes, este

conocimiento influye en su comercialización, transporte, almacenamiento y refinación.

3.1 Composición Elemental del Petróleo

Los petróleos obtenidos en los diferentes campos son de naturaleza variada, pero cada

uno de ellos está compuesto básicamente por carbono e hidrógeno. Contiene además en

cantidades pequeñas azufre, oxígeno, nitrógeno y trazas de metales. La composición de

un petróleo puede corresponder a diferentes valores. (Ver Tabla No 1).

70

Tabla No 1: Composición del petróleo

ELEMENTO %P C 83-87H 10-16S <60 <1.0N <0.7METALES <0.03



3.2 Composición Química del Petróleo

Los petróleos químicamente son semejantes uno a otros ya que, fundamentalmente

están constituidos por mezclas complejas de hidrocarburos, diferenciándose entre ellos

por el predominio de determinado tipo o familia de hidrocarburo.

Los petróleos crudos están formados principalmente por 4 tipos de hidrocarburos y

estos son:

PARAFÍNICOS CnH2n + 2

OLEFÍNICOS CnH2n

NAFTÉNICOS CnH2n

AROMÁTICOS CnH2n – 6

3.3 Clasificación de los Petróleos

Los petróleos procedentes de diferentes campos de producción e inclusive de distintos

pozos de un mismo yacimiento se diferencian unos de otros por sus propiedades físicas y

71

químicas que dependen de su composición química. Con el fin de alcanzar una mejor

utilización del petróleo es necesario el conocimiento del tipo de petróleo, reflejado por su

naturaleza química. Para lo cual disponemos de las siguientes clasificaciones que a

continuación se detallan:

3.3.1 Clasificación en función API

La densidad API se lo utiliza para clasificar los petróleos, pues, mientras más alto es este

valor, el petróleo es más ligero y en consecuencia al refinarlo producirá mayor

rendimiento en productos livianos. (Ver Tabla No 2)

Tabla No 2: Clasificación API

CLASE APILivianos >31.1Medios 22.3 - 31.1Pesados 10 - 22.3Extra-pesados <10



A medida que decrece el API se reduce el rendimiento de fracciones livianas al extremo

de que en crudos pesados y extra-pesados, sólo es posible producir asfaltos y

combustibles residuales, además bases lubricantes cuando se procesa por destilación

atmosférica y al vacío.

72

3.3.2 Relación Hidrógeno Carbono

Dependiendo del valor de la relación hidrógeno / carbono, tenemos la naturaleza química

predominante en un petróleo. Además se relaciona con la densidad API y la viscosidad,

pues, mientras más baja es esta relación, tendremos que el petróleo es más pesado y más

viscoso. (Ver Tabla No 3)

Tabla No 3: Relación Hidrógeno Carbono

NATURALEZA QUÍMICA VALORES DE H/C Parafínico 2,4-2,1Olefínico 2,0Nafténico 2,0Aromático 1,0- 1,8Policíclico 0,8-1,0



3.3.3 Análisis del Anillo

El análisis del anillo o de grupos funcionales permite expresar la composición del petróleo

en porcentaje de anillos aromáticos y bencinas y porcentaje de cadenas laterales

parafínicas. (Ver Tabla No 4)

73

Tabla No: 4: Análisis del anillo

COMPOSICIÓN

QUÍMICA (Análisis

de grupos) %

PETRÓLEO

PARAFÍNICO

MEZCLADO

NAFTÉNICO

BENCENICO Parafínico 45-97 25-79 15-60 2-28

Nafténico 2-31 17-45 38-76 35-78 Aromático 3-31 3-24 3-24 30-48



3.3.4 Factor de Caracterización

El factor de caracterización (KUOP), es una constante empírica propuesta por Watson y

Nelson, cuyo valor nos indica sobre la naturaleza química predominante en los crudos y

fracciones. El factor de caracterización KUOP está dado por la siguiente relación

matemática. (Ver Fórmula No 1) y (Ver Tabla No 5).

Fórmula No 1: Factor de caracterización



(TB)1/3

Kuop= dr

74

En esta ecuación:

Kuop = Factor de Caracterización

TB = Temperatura media de Ebullición

dr = densidad relativa 15,6/15,6 °C

Tabla No 5: Naturaleza Química

NATURALEZA QUÍMICA Kuop

Parafínica (normal e iso) 13,0

Mixta o intermedia 11,8-12,0

Nafténica 11,0-11,5

Aromática 10,0



3.3.5 Bureau of Mines

Una caracterización más precisa es la que ofrece la "U.S. Bureau of Mines" conocida

como clasificación química. Sirve de base para ésta clasificación la relación entre la

densidad y la composición en hidrocarburos. Para esto se determina la densidad de dos

fracciones características del petróleo, la una fracción ligera que se destila a la presión

atmosférica (760mmHg) en el intervalo de 250°C a 275°C y la otra fracción pesada que se

destila al vacío (40mmHg) en el intervalo de 275 °C a 300°C (aproximadamente de 390 a

415°C a 760 mm Hg).

75

3.3.6 Clasificación Tecnológica

La clasificación tecnológica de los petróleos está en vigor en la Unión Soviética desde

1967. Los petróleos se subdividen en clases: de acuerdo al contenido de azufre en:

• El petróleo.

• La gasolina

• Combustibles para motores a chorro

• Diesel (petróleos poco sulfurosos, I; sulfurosos, II y altamente sulfurosos, III

76

Tabla No 6: Clasificación tecnológica de los petróleos



77

3.4 CONDENSADO

Este es un hidrocarburo que puede existir en la formación como líquido o como vapor

condensado. La licuefacción de componentes gaseosos del condensado normalmente

ocurre con la reducción de la temperatura del fluido de pozo a condiciones de operación

en superficie.

Las gravedades API de los líquidos de condensados pueden estar en un rango de 50 a

120 ºAPI y viscosidades de 2 a 6 cp a condiciones estándar. La coloración puede ser

blanco agua, amarillo claro, o azul claro.

3.5 GAS NATURAL

Un gas puede ser definido como una sustancia que no tiene forma o volumen propio.

Este llenara cualquier recipiente que lo contenga y tomara la forma del mismo. El

hidrocarburo gaseoso asociado con el petróleo crudo es referido al gas natural y puede

ser encontrado como gas “libre” o como gas “en solución”. La gravedad específica del

gas natural puede variar de 0.55 a 0.024 a condiciones estándar.

3.6 GAS LIBRE

El gas libre es un hidrocarburo que existe en la fase gaseosa a presión y temperatura de

operación. El gas libre puede referirse a cualquier gas a cualquier presión que no esté

en solución o mantenido mecánicamente en el hidrocarburo líquido.

78

3.7 GAS EN SOLUCIÓN

El gas en solución es homogéneamente contenido en petróleo a una presión y

temperatura dada. Una reducción en la presión y/o un incremento en la temperatura

pueden causar que el gas sea emitido del petróleo. Entonces se asume las características

de gas libre.

3.8 VAPORES CONDENSABLES

Estos hidrocarburos existen como vapor a ciertas condiciones de presión y temperatura

y como líquido a otras condiciones. En la fase de vapor, ellos asumen las características

de un gas. En la fase de vapor, los vapores condensables varían en gravedad especifica

de 0.55 a 4.91 (aire =1), y viscosidad de 0.006 a 0.011 cp a condiciones estándar.

3.9 AGUA

El agua producida con el petróleo crudo y el gas natural puede estar en forma de vapor o

liquido. El agua líquida puede ser libre o emulsionada. El agua libre alcanza la

superficie separada del hidrocarburo líquido. El agua emulsionada es dispersada como

gotas en el hidrocarburo líquido.

3.10 IMPUREZAS Y MATERIALES EXTRAÑOS

Los fluidos producidos del pozo puede contener impurezas gaseosas tales como

nitrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, y otros gases que no son

hidrocarburos en naturaleza u origen. Los fluidos del pozo pueden contener impurezas

79

liquidas o semilíquidas, tales como agua y parafina. Ellos también pueden tener

impurezas sólidas, tales como lodo de perforación, arena, fango y sal.

3.11 PROBLEMAS EXISTENTES EN LOS FLUIDOS DEL POZO

3.11.1 Separación de Crudo Espumante

Cuando la separación es reducida en ciertos tipos de crudo, pequeñas esferas (burbujas)

de gas son encapsuladas en una película delgada de petróleo cuando el gas sale de

solución. Esto puede resultar en espuma que está siendo dispersada en el petróleo y

crea lo que es conocido como crudo espuma.

En otros tipos de crudo la viscosidad y la tensión superficial del petróleo pueden cerrar

mecánicamente el gas en el petróleo y puede causar un efecto similar a la espuma.

La espuma del petróleo puede no ser estable o no duradera a menos que un agente

espumante esté presente en el petróleo. El petróleo es más propenso a formar espuma

cuando:

• La gravedad API menor a 40 ºAPI.

• La temperatura de operación es menor a 60 ºF.

• El crudo es viscoso, con una viscosidad mayor 50000 SSU (Aprox. 53cp)

La espuma reduce enormemente la capacidad de los separadores de petróleo y gas

debido a que se requiere un tiempo retención mayor para separar adecuadamente una

80

cantidad dada de crudo espumante. El crudo espumante no puede ser medido

adecuadamente con medidores de desplazamiento positivo o con recipiente de medición

volumétrica convencional. Estos problemas, combinados con la pérdida potencial de

petróleo y gas debido a la separación inapropiada, enfatiza la necesidad de

procedimiento y equipos especiales para manejar el crudo espumante.

3.11.2 Parafina

La deposición de parafina en los separadores de petróleo y gas reduce su eficiencia y

puede hacerlos inoperables llenando parcialmente el recipiente y/o bloqueando el

extractor de mezcla y las entradas de fluido. La parafina puede ser removida

efectivamente de los separadores utilizando vapor o solventes.

Sin embargo, la mejor solución es prevenir la deposición inicial en el recipiente a través

de calor o tratamientos químicos de la corriente de fluido aguas arriba del separador.

Otra solución, exitosa en muchos casos, involucra el revestimiento de todas las

superficies internas del separador con un plástico con el cual la parafina tiene poca o

ninguna afinidad.

3.11.3 Arena, Barro, Lodo, Sal, entre otros

Si la arena y otros sólidos son producidos continuamente en cantidades apreciables con

los fluidos del pozo, ellos podrían ser removidos antes de que entren a las tuberías.

Arena de grano medio en pequeñas cantidades puede ser removida por medio del

81

asentamiento en un eje vertical sobre- diseñado con un fondo cónico y mediante el

drenaje periódico del residuo.

La sal puede ser removida mezclando agua con el petróleo, y luego de disolver la sal el

agua puede ser separada del petróleo y drenada del sistema.

3.11.4 Corrosión

Los fluidos producidos del pozo pueden ser muy corrosivos y causar la falla temprana

del equipo. Los dos elementos más corrosivos son dióxido de carbono, sulfuro de

hidrogeno. Estos dos gases pueden estar presentes en los fluidos del pozo desde trazas

hasta 40 o 50 % en volumen del gas.

82

CAPÍTULO IV.

4. OBJETIVO FUNDAMENTAL DE LAS ESTACIONES DE RECOLECCIÓN

El objetivo fundamental de las Estaciones de recolección en operaciones de producción

petrolera consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres

componentes básicos:

• Petróleo.

• Gas.

• Agua.

Para el posterior tratamiento de los hidrocarburos, con el fin de optimizar el

procesamiento y comercialización de ellos (petróleo y gas).

La ubicación deseable de los centros de recolección y almacenamiento debe considerar

prioritariamente:

• El volumen de fluidos que se producen.

• Las características de los pozos y las distancias que los separan.

• Los programas de desarrollo.

83

El factor económico es esencial en la selección y ubicación de las estaciones de flujo. A

medida que un campo se desarrolla, se hace necesario construir nuevos centros de

recolección.

4.1 PROCESO DE MANEJO DEL PETRÓLEO DENTRO DE UNA

ESTACIÓN DE FLUJO

El proceso de tratamiento en la estación se realiza mediante una serie de sub procesos;

entre ellos tenemos:

• Recolección

• Separación.

• Deshidratación.

• Almacenamiento.

• Bombeo, etc.

4.1.1 Etapa de Recolección

Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en recolectar la

producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas

desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas

provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto

número de pozos.

84

4.1.2 Etapa de Separación

Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una

separación líquido–gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de

presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el

fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del

recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas.

Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos

de control del separador.

4.1.3 Etapa de Depuración

Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo que se

busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron atrapar en el

separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son

H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea de líquido que

va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es

enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o mini-plantas y otra

cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.

4.1.4 Etapa de medición de petróleo

El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la

finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de

cada pozo.

85

La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación

de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los

tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el dimensionamiento de

las bombas. Algunas de las decisiones más importantes de la compañía están basadas en

las los análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente

dependiente de la información de la prueba de pozos.

4.1.5 Etapa de Calentamiento

Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va al calentador

u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como finalidad ocasionar un

choque de moléculas acelerando la separación de la emulsión. Este proceso es llevado a

cabo únicamente en las estaciones en tierra debido a las limitaciones de espacio que

existe en las estaciones que están costa fuera (mar, lago, etc.), y para petróleos que

requieran de calentamiento para su manejo y despacho.

4.1.6 Etapa de Deshidratación del petróleo

Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo y agua es

pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la emulsión y extraer

las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petróleo es enviado a los tanques de

almacenamiento y el agua a los sistemas de tratamiento de efluentes.

86

4.1.7 Etapa de Almacenamiento del Petróleo

Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo producido por los

pozos asociados a las estaciones, este es almacenado en los tanques de almacenamiento

después de haber pasado por los procesos de separación y deshidratación y luego, en

forma inmediata, es transferido a los patios de tanque para su tratamiento y/o despacho.

4.1.8 Etapa de Bombeo

Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la

Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es bombeado

hacia los patios de tanques para su posterior envió a las refinerías o centros de despacho

a través de bombas de transferencia.

4.2 DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS

4.2.1 Manejo del Gas

Parte del gas que es producido junto con el petróleo y separado del mismo por medio de

los equipos separadores es utilizado como combustible para los equipos instalados en la

estación, tales como:

• Las bombas (de pulsación, circulación y transferencia).

• Válvulas y calentadores.

87

Otra parte del gas es medido y enviado hacia La Planta Compresora.

Así como también es utilizado para los motores de los Balancines y Bombas de Cavidad

Progresiva de los pozos de la zona. (Ver Gráfico No 50).

Gráfico No 50: Líneas de manejo de gas



La estación cuenta con equipos de medición del gas del tipo placa orificio, instalados

aguas abajo del separador de prueba y aguas arriba de la planta compresora. (Ver

Gráfico No51).

El gas que proviene de los tanques de almacenamiento es venteado hacia la atmósfera,

debido a que es muy poco el volumen que es emanado en esta etapa.

88

Cualquier eventualidad que ocurra con cualquiera de los equipos, es decir, cualquier

sobrepresión u obstrucción en las válvulas de control en los mismos, estos cuentan con

líneas de desvío del gas, que son dirigidas hacia la fosa, ya que no se cuenta con equipos

quemadores de gas.

Gráfico No 51: Medición de gas



Además existe un depurador de gas que es un separador de dos fases, diseñado para

extraer líquidos que son acarreados junto con el gas a la salida del separador de

producción.

89

Gráfico No 52: Depurador de gas



4.2.2 Manejo del agua

Los volúmenes de agua que se producen y se separan del crudo durante la etapa de

Deshidratación, es decir, que provienen del tanque de lavado son transferidos hacia los

tanques del sistema de la Planta de

4.2.3 Inyección de Agua Salada.

Una vez que el agua sea almacenada en estos tanques será inyectada en una arena bajo

especificaciones ambientales, ya que actualmente se descarga hacia la fosa de crudo.

(Ver Gráfico No 53).

90

La PIAS contará con una bomba dúplex alimentada por gas, la cual será adquirida por la

empresa a mediados de Noviembre.

Gráfico No 53: Tanques de recolección de agua salada



4.2.4 Manejo del Petróleo

El petróleo recolectado y tratado en la Estación OIL-01, al salir del Tanque de Lavado

es dirigido por gravedad hacia el tanque de Almacenamiento principal, en donde al

haber un volumen de crudo equivalente al 85 % de su capacidad, éste es circulado hacia

los otros tanques de almacenamiento de modo tal que no sea sobrepasada la capacidad

del tanque principal. Para realizar esto, es utilizada una bomba de circulación del tipo

91

pistón y el sistema de líneas de flujo que conectan a todos los tanques. (Ver Gráfico No

54)

Gráfico No 54: Bomba de circulación de petróleo



Una vez que el crudo con las especificaciones del porcentaje de Agua y Sedimentos (%

AyS) y es fiscalizado por la transferencia de custodio, es bombeado hacia la Estación de

Descarga operada por El Estado. Para ello la estación cuenta con una bomba de

transferencia del tipo dúplex operada a gas.

4.2.5 Pruebas de pozos

La estación cuenta con un sistema de prueba de pozos conformado por un tubo múltiple

de prueba, un separador y un tanque de tipo apernado, cuya capacidad es de 1500 bbls.

Además de esto, la línea posee un medidor de gas y un registrador de presión mediante

92

el cual se puede determinar el volumen de gas que produce un pozo. (Ver Gráfico No

55)

Gráfico No 55: Sistema múltiple- separador de prueba



4.2.6 Toma de Muestras

Cuando el crudo sale del tanque de lavado es necesario realizar las pruebas para la

determinación del porcentaje de Agua y Sedimentos (%AyS) y la Gravedad API, de

modo tal que éste cumpla con las especificaciones exigidas por el comprador.

Para realizar estas pruebas se cuenta un punto de toma de muestras ubicado en la línea

de transferencia de petróleo al patio de Tanques de Almacenamiento desde el Tanque de

Lavado. (Ver Gráfico No 56).

93

Gráfico No 56: Toma de muestras



4.3 TIEMPO DE RETENCIÓN

4.3.1 CÁLCULO DEL TIEMPO DE RETENCIÓN

Para calcular el tiempo de retención es importante tener en cuenta los siguientes

parámetros:

4.3.1.1 TIEMPO DE RETENCIÓN (tr)

El líquido deberá ser retenido en el separador por un cierto tiempo hasta que el gas y el

líquido lleguen a equilibrarse en condiciones de presión de operación. Se define el

tiempo de retención como el tiempo promedio que una molécula de líquido es retenida

en el recipiente debajo del flujo de tapa.

Por lo tanto, el tiempo de retención es:

94

Fórmula No 2: Cálculo del tiempo de retención



Para la mayoría de las aplicaciones, tiempos de retención de 30 segundos a 3 minutos

son suficientes.

Cuando existe petróleo crudo con espuma, tiempos de retención hasta cuatro veces más

grandes pueden ser necesarios.

4.3.1.2 TIEMPO MUERTO (tM o tO)

También conocido por tiempo cero o tiempo de retención disolvente. Representa el

tiempo requerido para que fluya un compuesto no retenido. Puede ser empleado para

medir el volumen.

95

4.3.1.3 TIEMPO DE RETENCIÓN RELATIVO (t’R)

También conocido como tiempo de retención ajustado. Representa el tiempo que el

soluto pasa “absorbido” dentro del empaque de la columna. Se calcula restando al

tiempo de retención (tR) el tiempo muerto. (tM).

Fórmula No 3: Cálculo del tiempo de retención relativo



96

En ausencia de datos de laboratorio, se puede usar la siguiente tabla. (Ver Tabla No 7)

Tabla No 7: Tiempos de retención para separadores de dos fases

API

TIEMPO DE RETENCIÓN (MIN)

35

0.5 a 1

30

2

25

3

20

4



NOTA:

Si existe espuma, incrementar el tiempo de retención por un factor de 2 a 4.

Si la cantidad de CO 2 existente es alta, use un mínimo de 5 minutos como tiempo de

retención.

97

CAPÍTULO V.

5. DISEÑO DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE SUPERFICIE DEL

CAMPO

Las facilidades de producción del campo Aconcagua, inician en el múltiple (M1),

encargado de recoger la producción de los pozos del campo Aconcagua y llevar el

fluido de estos hacia los separadores de prueba y producción (S-Pb y S-Pr,

respectivamente), cuenta también con una tubería alterna (TB-1) que desvía el fluido

hacia la bota de gas (Bg-1)

98

Gráfico No 57: Diseño de las Facilidades del Campo

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero


99

Las instalaciones cuentan con tres separadores de producción horizontales:

• El primero trifásico (S-Pr1) y

• Los dos restantes bifásicos (S- Pr2 y S-Pr3)

El gas desprendido de la etapa de los separadores se dirige al depurador (Dp-1) para ser

aprovechado en un sistema de calentamiento de agua que recircula en el tanque de

lavado (Tl- 1), el excedente de gas de los separadores bifásicos (S-Pr2 y S- Pr3), pasa

por el depurador (Dp1), hasta llegar a la tea de alta (Te-1) donde es quemado.

El petróleo que sale del separador trifásico (S- Pr1) junto con el líquido que proviene de

los separadores bifásicos se dirige hacia la bota de gas (Bg- 1), el líquido continúa su

recorrido hacia el tanque de lavado (Tl- 1)y luego es dirigido a un tanque de reposo (Tr-

2), donde parte del crudo es enviado al sistema de power oil (Sistema de Bombeo

Hidráulico) y el resto de crudo es enviado al tanque de almacenamiento (Ta- 3) para

enviarse al oleoducto que es en éste caso es Lago Agrio.

El gas desprendido de la bota de gas (Bg- 1) se envía a la tea de baja (Te-2) para su

combustión. El gas residual del tanque de reposo (Tr- 2) y del tanque de lavado (Tl-1)

se dirige a venteo atmosférico.

Un tanque desnatador (Td- 4) recoge el agua del separador trifásico (S- Pr1) y del

tanque de lavado (Tl- 1) para su tratamiento, el agua debe pasar por filtros para ser

contenido en un tanque de agua de formación (Taf-5). El líquido que se ha dirigido al

100

tanque es utilizado en la reinyección de agua a los pozos. El gas saliente del tanque

desnatador pasa por el depurador (Dp-1) y se quema en la tea de baja.

Además de esto se debe recalcar que las facilidades de superficie tienen sistemas de

bombeo para poder enviar los fluidos al destino elegido; en el tramo entre el separador

trifásico (S- Pr1) y el tanque desnatador (Td-4), están las bombas de alimentación,

desde el tanque de lavado al desnatador la alimentación está dada por dichas las bombas

(Ba-1 y Ba-2, respectivamente).

El fluido recircula del tanque de reposo (Tr- 2), al tanque de lavado (Tl- 1) con el uso de

una bomba (B1). El sistema de power oil es posible gracias a las bombas booster (Bb-1

y Bb-2) y bombas horizontales (Bh-1 y Bh-2), que toman el petróleo del tanque de

reposo (Tr- 2).

La fiscalización del crudo mediante las unidades LACT se da en dos sitios: antes de

llegar a los tanques de almacenamiento (Ta-3) y previo envío al oleoducto

respectivamente es decir después de haber pasado por el tanque de almacenamiento (Ta-

3), su función es la de contabilizar el crudo que viene desde los diferentes pozos del

Campo Aconcagua.

101

5.1 EQUIPOS EXISTENTES EN EL CAMPO

5.1.1 MÚLTIPLES (M1)

Dentro del Campo Aconcagua existe un múltiple que es un conjunto de tuberías,

accesorios y válvulas que se usa como recolector del petróleo producido por los pozos,

al igual que como medio de distribución hacia los diferentes separadores.

Viene por un conjunto de 5 pozos, los mismos que disponen de acoples que permitirán

añadir otro conjunto de pozos en caso de ser necesario.

Posee conexiones para inyección de químicos a fin de procurar el tratamiento del crudo,

medición de presión y para extraer una muestra de fluido del pozo que se desea analizar

el BS&W y °API.

El Campo Aconcagua tiene un múltiple de prueba y producción que se conforma de 5

paquetes de pozos con un total de 25 baterías.

Condiciones de trabajo:

Presión: 265 psi

Temperatura: 180 oF.

5.1.1.1 Válvulas del Múltiple

El múltiple del Campo posee las siguientes válvulas:

102

• Válvula Check: para evitar el retorno del fluido en caso de que un pozo tenga

mayor presión que otro.

• Válvula de Bola: para poder dirigir el fluido a los separadores.

• Válvula de Aguja: para extraer muestras de fluido.

• Válvula de seguridad de presión: ubicadas en la línea de salida al drenaje, para

liberar presión.

5.1.2 SEPARADORES (S-Pb), (S-Pr1), (S-Pr2), (S-Pr3)

La producción de un pozo es una mezcla de petróleo, agua, gas y partículas de sólido;

para llevar a cabo la separación de estos componentes se hace uso del separador que es

más que un recipiente a presión que permite separar los diferentes componentes ya

mencionados anteriormente.

El Campo Aconcagua cuenta con un Separador de Prueba y tres Separadores de

Producción.

5.1.2.1 COMPONENTES DE UN SEPARADOR

Bafle deflector: se instala a la entrada del fluido para que exista un cambio brusco en el

momentum del flujo y se separe el líquido del gas y se reduzca turbulencia.

Extractor de neblina: atrapa un 99% de gotas de líquido mayores a 10 micrones, puede

ser lana de acero o vanes.

103

Rompe torbellinos: son platinas ubicadas en la descarga de la tubería a fin de evitar

que el líquido forme torbellinos a la salida.

5.1.2.2 CLASES DE SEPARADORES

a. Separadores de Producción

Consta de 1 separador trifásico (S-Pr1) y 2 separadores bifásicos (S- Pr2) y (S- Pr3),

que poseen lo siguiente:

• Sistema de remoción de sedimentos a presión.

• Conexión para limpieza del extractor de neblina.

• Controlador lógico programable (PLC).


Presión: Varía desde los 100 hasta los 120 psig.

Temperatura: De igual forma varía desde los 100 hasta los 170 oF.

b. Separador de Prueba

Existe solo un separador de prueba (S-Pb), dentro del Campo que recibe la producción

de los pozos para determinar características físico-químicas del fluido, el separador de

prueba de éste Campo es bifásico.

Este separador está diseñado para manejar 3000 barriles de fluido por día y posee

control neumático y válvulas neumáticas.

104

Trabaja con los mismos parámetros de los separadores de producción.

5.1.3 BOTA DE GAS

Existe una bota de gas externa (Bg) y un tanque de lavado (Tl-1), para presiones bajas y

tasas altas de producción dentro del Campo.

La principal función de la bota de gas (Bg), es que permite liberar el gas disuelto en el

líquido, internamente consta de dos cilindros concéntricos, por el cilindro interno sube

el petróleo y agua hasta chocar con un deflector, el líquido desciende por el anular para

ingresar al tanque de lavado.


Temperatura: 180 oF.

Capacidad: 17000 BPD

5.1.4 TANQUES

Los tanques son recipientes metálicos formados por láminas de acero soldadas entre sí,

de formas cilíndricas y esféricas, que permiten almacenar grandes volúmenes de

productos hidrocarburíferos.

105

Se clasifica por el producto que almacenan: alta o baja presión de vapor, así tanques

atmosféricos están diseñados para operar a una presión mayor de 0.5 psi de la presión

atmosférica.

Un tanque debe constar de una válvula de vacío, un arrestador de llamas y sistema de

colchón de gas, para mantener la presión en el sistema y excluir el oxígeno, esto ayuda a

prevenir corrosión, bacterias, condiciones inseguras y conservar algunos vapores de

hidrocarburo.

El Campo tiene 5 tanques que cumplen diferentes funciones dentro de los cuales,

tenemos los siguientes:

5.1.4.1 Tanque de Lavado (Tl-1)

Rompe las emulsiones que vienen de los separadores, ya que antes de ir al tanque de

almacenamiento (Ta-3), se requiere eliminar agua y sólidos del crudo.

Demulsificantes químicos debilitan la emulsión agua – petróleo, la separación se acelera

con el incremento de temperatura.

El cuerpo del tanque tiene un colchón de agua que sirve de lavado a la emulsión, la fase

líquida tiene una entrada bajo el nivel del colchón de agua, favoreciendo así la

coalescencia de las partículas de agua.

Éste Campo consta de una bomba centrífuga con capacidad de 7547 BPD y cabeza de

100 ft, para circular desde el tanque de reposo al tanque de lavado.

106

5.1.4.2 Tanque de Reposo (Tr-2)

El tanque de reposo conocido también como tanque de estabilización o surgencia,

recoge el petróleo que viene del tanque de lavado con un BS&W ≤ 1%, sin embargo

sigue separando aún más las pequeñas cantidades de agua y gas que permanecen en el

crudo.

Para transportar el crudo del tanque de reposo a las unidades LACT se dispone de

bombas centrifugas, con capacidad de 30000 barriles con potencia de 54 HP y cabeza de

400 ft.

5.1.4.3 Tanque de Almacenamiento (Ta-3)

Conocido también como tanque de oleoducto, está diseñado para el almacenamiento de

grandes volúmenes de petróleo.

Estos son cilíndricos de fondo plano y techo esférico, flotante a fin de evitar la

separación de gases dentro de los mismos.

Las normas API 650, 12D y API 2000 fijan la construcción de tanques soldados para el

almacenamiento de petróleo. La presión interna a la que pueden llegar a estar sometidos

es de 15 psig, y una temperatura máxima de 90 °C.

107

5.1.4.4 Tanque Desnatador (Td-4)

Es un recipiente vertical, usado para eliminar el crudo residual del agua de formación

(nata de petróleo) por gravedad, a éste tanque también se lo conoce con el nombre de

skimer.

El tanque desnatador (Td-4), posee sistema de gas inerte (gas blanketing) sobre agua de

formación para evitar corrosión, además el sulfuro de hierro (FeS2) producto de la

corrosión causada por contacto de agua con oxígeno, tiene alto potencial de peligro de

fuego cuando es expuesto al aire o a fuentes de oxígeno.

El agua que llega al desnatador (Td-4), desde el separador trifásico (S-Pr1) y tanque de

lavado (Tl-1) todo esto lo realiza mediante bombas centrífugas.

5.1.4.5 Tanques de Agua de Formación (Taf-5)

Éste tanque contiene agua de formación que es enviada para reinyección a los diferentes

pozos existentes en el Campo Aconcagua, para reinyectar agua al pozo.

El sistema de reinyección de agua consiste en un sistema cerrado, ya que el agua no está

expuesta al aire.

5.1.5 CALENTADORES (Cl-1)

El calentador del campo (Cl-1), permite calentar el agua proveniente del tanque de

lavado (Tl-1), para su posterior recirculación, esto ayuda a romper la emulsión en dicho

tanque.

108

El gas del depurador o scrubber (Dp-1), sirve como combustible en el sistema. La

bomba de circulación traslada el agua del tanque de lavado (Tl-1), hacia el calentador.

Éste tipo de calentamiento es de tipo artesanal cuyo combustible es gas, posee una

capacidad térmica de 8 MM Btu/h.

5.1.6 FILTROS (Flr-1)

Es un recipiente en donde se logra separar los sólidos del agua, ésta pasa a través de

varias capas de tamaño de poro escalonado que se conforman de arena y carbón para

que retengan sucesivamente los sólidos, los cuales se retiran del filtro (Flr-1), en el

proceso de retrolavado, éste se realiza con una combinación de aire y agua sin filtrar

inyectada para hacer circular el fluido.

Se encuentra desde el tanque desnatador (Td-4) hasta el tanque de agua de formación

(Taf-5).

5.1.7 DEPURADOR DE GAS (Dp-1)y (Dp-2)

Llamados scrubber, son utilizados ya que la presencia de líquido libre podría dañar los

compresores, además de disminuir la eficiencia de los equipos. La capacidad de cada

equipo es de 5 MM PCSPD.

109

5.1.8 GENERADORES DE ELECTRICIDAD

Los generadores abastecen todos los requerimientos de operación mediante motores de

combustión. La potencia total instalada es de 4445 Kw. y el consumo promedio es de

2280 Kw. (Ver Anexo 2, página: 133).

Los generadores se usan para lo siguiente:

• Generadores para la alimentación de energía eléctrica hacía la estación.

• Generadores para general energía eléctrica al campamento.

• Generadores para el sistema de reinyección de agua.

Existen 5 generadores de 1750 RPM y 650 KW, cada uno.

5.1.9 UNIDADES DE TRANSFERENCIA LACT

Es un equipo automático diseñado para medir la cantidad y calidad (% BS&W) de crudo

que se transfiere hacia la estación central, al medir el volumen de petróleo con exactitud

lo corrige a 60°F, en caso de que el % BS&W sea alto la unidad se encarga de detener la

transferencia del crudo y enviarlo al tanque de oleoducto.

El petróleo es transferido a PETRO-ECUADOR a través la Unidad Lact (LEASE

AUTOMATIC CUSTODY TRANSFER)

Bombeado con las bombas de transferencia y almacenadas en SHUSHUFINDI-

PETROECUADOR ó almacenada en LAGO AGRIO-OCP.

110

5.1.9.1 Elementos de la Unidad LACT

Esta unidad automática consta de elementos como:

• Sistema de toma de muestras (determina °API y BS&W ).

• Bombas para desplazar aceite.

• Puertos para manómetros.

• Dispositivo para detener el paso del fluido cuando BS&W es alto.

• Filtro, para detener impurezas.

• Extractor de gas, en caso de que este esté contenido en el petróleo.

• Bomba para inyectar inhibidores de corrosión.

5.2 CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS DEL CAMPO ACONCAGUA

5.2.1 GRADO API

El grado API es una medida de la densidad del petróleo. Varía con la temperatura y la

presión.

El crudo de la arena “T” tiene una gravedad API promedio de 26° y la arena “U”

23°API, puede variar de acuerdo al contenido de azufre, el porcentaje de azufre para

“T” va de 0.80% a 1.00 % y de 0.70% a 1.10 % para la arena “U”. El API promedio del

campo es de 24 grados API.

111

Por lo tanto de acuerdo al grado API de 24, se determina que el crudo del Campo

Aconcagua, es un crudo medio cuyos rangos van desde 20 a 29.9 oAPI.

5.2.2 GOR

La relación gas – petróleo (GOR) es la cantidad de gas que se liberará del petróleo si se

reduce la presión bajo el punto de burbuja. Unidad (PCS/BF). El valor promedio del

campo es de 180 PCS/BF.

5.2.3 DESCRIPCIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO ACONCAGUA

Las reservas de hidrocarburo es el porcentaje del petróleo original que se puede

recuperar del yacimiento petrolífero.

Las reservas nos permiten cuantificar la cantidad de hidrocarburo que se encuentra en

un yacimiento, para los programas de desarrollo de un campo.

5.2.3.1 RESERVAS PROBADAS

Es igual al volumen de hidrocarburo, cuya existencia ha sido tomada por la información

técnica obtenida por la producción del reservorio, como también de la información

procesada que viene de las perforaciones de pozos y de análisis de núcleos, de pruebas

de producción.

Reservas probadas: 130.000.000 Bls, según la Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero (ARCH)

112

5.2.3.2 RESERVAS REMANENTES

Volumen de hidrocarburos recuperables, cuantificables a cualquier fecha posterior al

inicio de la producción comercial que todavía permanecen en el yacimiento

Reservas remanentes: 63.500.000 Bls, según la Agencia de Regulación y Control


5.2.3.3 RESERVAS PROBABLES

Es el volumen de hidrocarburo recuperable de zonas, que si bien no han sido

comprobados mediante producción, su presencia se fundamenta por interpretación

geológica.

Pudiendo ser comprobadas con la perforación de los pozos, las reservas probables

corresponden a áreas dentro de los límites geológicos de la estructura del Campo

Aconcagua.

Reservas probables: 45.100.000 Bls, según la Agencia de Regulación y Control


5.2.4 PRODUCCIÓN DEL CAMPO ACONCAGUA

5.2.4.1 Reservorio U Superior

Este reservorio tuvo una producción inicial de 1200 BPPD y un corte de agua de

113

2%, posteriormente se mantuvo en el orden de 2000 BPPD con un corte de agua de

43%. Actualmente se mantiene una producción de 2200 BPPD y un corte de agua de

55%.

5.2.4.2 Reservorio U Inferior

Su producción inicial fue de 1400 BPPD y un corte de agua de 4%. Actualmente

mantiene una producción de 3800 BPPD y un corte de agua de 65%.

5.2.4.3 Reservorio T

Este reservorio tiene una producción de 1760 BPPD, un corte de agua en el orden de

0.5%, ha tenido una producción continua,

5.3 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL ACMPO

ACONCAGUA

El sistema de levantamiento artificial utilizado en el Campo Aconcagua es el sistema de

Levantamiento Hidráulico.

5.3.1 SISTEMA DE BOMBEL HIRÁULICO

El bombeo hidráulico es un sistema de levantamiento artificial que tiene alta eficiencia

usado en pozos profundos, transmite presión desde una estación centralizada en

superficie a través de una tubería de alta presión llena de fluido motriz (petróleo o agua)

hacía el fondo del pozo, recuperando el petróleo ya sea por sistema abierto (fluido

114

motriz se mezcla con petróleo producido) o sistema cerrado (fluido motriz y petróleo

producido se recuperan por tuberías diferentes).

Actualmente se requiere de 16090 BPPD que son usados como fluido motriz.

5.3.1.1 Tanque de Almacenamiento de Fluido Motriz

Es el tanque en el cual se almacenará el fluido motriz que se inyectará al pozo, en el

caso del Campo Aconcagua, el tanque de almacenamiento de fluido motriz es el tanque

de reposo, que envía directamente el fluido motriz (petróleo) a las bombas booster por

tal razón éste debe generar una presión a la salida del fluido que sea la indicada para

llegar a las bombas.

5.3.1.2 Líneas de Flujo

Las líneas de flujo son tuberías que trasladan el fluido desde el pozo a los diferentes

equipos dentro de la estación.

5.3.1.3 Bombas elevadoras de presión (Booster) y Multietapa

La bomba brinda energía mecánica al fluido y lo transporta a una determinada distancia,

se compone de una bomba y un motor.

Es muy importante tomar en cuenta la presión de vapor, para que la presión en el intake

o entrada de la bomba sea mayor a esta, caso contrario habrá cavitación y disminuirá

eficiencia de la bomba.

115

La bomba booster succiona el fluido que viene desde el tanque de almacenamiento de

fluido motriz a una determinada presión y lo envía hasta la entrada de la bomba

multietapa con una presión necesaria (5 - 30 psi aprox.) para que ésta funcione

adecuadamente.

Las bombas multietapa reciben fluido presurizado que viene de las bombas booster y lo

envía hasta la bomba jet o pistón ubicado al fondo del pozo, la presión de salida es de

2500 a 3800 psi dependiendo del tipo de bomba.

5.4 SISTEMA CONTRA INCENDIOS

Los incendios son una de las mayores catástrofes naturales y en muchos casos son

provocados por el hombre. Durante los últimos años han aumentado su frecuencia,

causando daños irreparables tanto en vidas humanas como en pérdidas materiales y

medioambientales.

Cabe destacar que los incendios se pueden producir en plantas industriales, plataformas

petroleras, explosiones químicas, etc., los mismos que han producido accidentes

industriales mayores, con falta de seguridad humana y de planes de emergencias

adecuados lo que ha provocado situaciones de pérdida.

5.4.1 GENERALIDADES

Un sistema de protección contra incendio es un sistema que incluye dispositivos,

equipos y controles para detectar fuego o humo, para hacer actuar una señal y para

116

suprimir el fuego o humo. Los dos objetivos principales del sistema contra incendios

son:

• Salvar vidas y

• Proteger el área de trabajo, en éste caso el Campo Aconcagua.

Actualmente existen varias normativas que fijan los requisitos mínimos para la

protección de incendios, que se divide en dos grandes áreas:

• La pasiva: que evita el inicio del fuego o su propagación.

• La activa: que ya es el uso directo de extintores, bocas de incendio y rociadores.

Una prevención activa de incendios depende en gran medida del diseño y operación de

la planta de tal manera que se minimicen los riesgos de un accidente.

El tipo más común de sistemas de protección contra incendios es el que se basa en el

uso de agua. Por lo tanto, resulta esencial que se disponga de un suministro de agua

adecuado y bien mantenido. El sistema de suministro de agua de la planta, será la

primera fuente que utilice la brigada contra incendios del campo. El agua debe

proporcionarse con el flujo y la presión necesarios para que se activen los sistemas de

aspersores automáticos y para poder utilizar las mangueras contra incendios, además de

los requisitos normales de la planta.

El campo Aconcagua, está preparado para una eventualidad de éste tipo de la siguiente

forma:

117

• Tanque de almacenamiento de agua de río (Tar-1)

• Tanque de espuma (Te-2)

Estos poseen líneas de salida para ser distribuidos a cada punto de la estación que

presente riesgo de un posible incendio.


Tanque de agua: 2800 Bbl, identificado como (Tar-1)

Tanque de espuma: 40.5 Bbl, identificado como (Te-2)

Además consta de bombas las que son en esencia, iguales a las bombas normales. Las

consideraciones adicionales correspondientes a las bombas contra incendio se presentan

en las norma NFPA 20.

Los factores que se han tomado en cuenta con relación a este tipo de bombas son:

• Uso del equipo señalado para bombas contra incendio

• Uso de accesorios aprobados

• Capacidad adecuada para satisfacer la demanda de propagación del incendio

• Operación automática

• Ubicación segura para que el servicio sea ininterrumpido

118

5.4.2 Normas NFPA

Y cabe recordar que todo el sistema contra incendios SCI, cumple con las siguientes

normas:

La NFPA (National Fire Protection Association) es reconocida alrededor del mundo

como la fuente autorizada principal de conocimientos técnicos, datos y consejos para el

consumidor sobre la problemática del fuego y la protección y prevención.

El diseño de sistemas se basa en las normas NFPA, que recoge las recomendaciones

mínimas de seguridad y protección que deben tomarse en cuenta para proteger un área,

usando una combinación de sistemas y equipos: mangueras, extintores y rociadores.

Es importante mencionar las normas más representativas tales como:

NFPA 13, Installation of Sprinkler Systems, proporciona los detalles de los requisitos

de diseño e instalación correspondientes a los rociadores automáticos.

NFPA 14, Installation of Standpipe and Hose Systems, describe el diseño y la

instalación para el sistema de tuberías.

NFPA 20, Installation of Centrifugal FIRE Pumps, presenta las consideraciones

adicionales correspondientes a las bombas contra incendio.

NFPA 22, Standard for Water Tanks for Private Fire Protection, determina los

depósitos de agua para la protección privada contra incendio.

119

NFPA 24, Installation of Private Fire Service Mains and their Appurtances, indica los

requisitos de los sistemas de suministro de agua.

5.4.3 DISEÑO DEL SISTEMA CONTRA INCENDIO

El desarrollo del diseño implicó un análisis detallado de la operación propia de la

empresa, por lo que se evaluó los riesgos de incendio en cada una de las áreas, que

conlleve a determinar los principales requerimientos.

5.4.4 DETERMINACIÓN DE LOS REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA.

Los requerimientos de agua de protección contra incendio son: el agua necesaria para

lograr la densidad del sistema de rociadores, mangueras y/o hidrantes, y otros

requerimientos que dispone la norma.

5.4.4.1 Rociadores

5.4.4.1.1 Densidad y Área de diseño

La densidad es un parámetro representa el caudal descargado por un sistema de

extinción por unidad de área. Usualmente, su valor fluctúa entre 0.1 gpm/ft2 (4.1

l/min/m2) y 0.60 gpm/ft2 (24.6 l/min/m2). (Ver Gráfico No 57)

120

Gráfico No 58: Demanda para rociadores



5.4.4.2 Mangueras

Dentro de los diferentes tipos tenemos:

Los sistemas de Clase I, que tienen conexiones para mangueras de 2½“ (64 mm) en

determinados lugares del campo con el fin de facilitar una total intervención contra

incendios. Estos sistemas están proyectados para ser utilizados por los bomberos.

Los sistemas de Clase II, tienen conexiones de 1½“(38 mm) en determinados lugares

del campo, para proporcionar una primera ayuda en caso de incendio.

121

Los sistemas de Clase III, reúnen las características de los de clase I y II. Están

proyectados tanto como primera ayuda en caso de incendio como para luchar contra el

fuego.

El Campo cuenta con un sistema de clase III, que incluye todos los requerimientos para

actuar frente a una emergencia.

5.4.4.3 Suministro de Agua

Habiendo determinado por la densidad y el área de diseño el caudal requerido para el

sistema de rociadores, se añadió una tolerancia de 10% a la cantidad de galones para uso

de los rociadores solamente. Esta tolerancia es para considerar el aumento natural de la

cantidad de galones por encima del requerimiento básico en el curso del cálculo del

sistema.

5.4.4.4 Cálculos Hidráulicos

Para esto se realizó un bosquejo de cómo va a ser el diseño dentro del campo. Y además

se colocará el alcance de las mangueras para tener una distribución completa por toda la

planta.

Del plano de las tuberías determinamos la longitud de la tubería más remota. Para luego

determinar las longitudes equivalentes de los accesorios y sumamos estos resultados

para obtener longitud de tubería total y poder determinar las pérdidas por fricción en la

tubería.

122

Los cálculos finales comienzan en el rociador más remoto para determinar el caudal y

los tamaños de tuberías reales del sistema.

.

5.4.4.5 Pérdidas en la tubería

Los cálculos se los van a realizar en base a las normas NFPA, los cuales indican los

valores a los cuales se deben regular las condiciones de trabajo.

5.4.4.6 Longitud en la tubería

Para la mayoría de cálculos de protección del fuego, las pérdidas de fricción son

obtenidas usando el método de longitud equivalente, la cual expresa las pérdidas de

fricción de las uniones. Esta longitud es adicionada a la longitud de la tubería que están

conectadas para obtener el total de de perdidas de fricción.

5.5 SELECCIÓN DE MATERIALES

5.5.1 Selección de la tubería

La norma NFPA nos da los valores de las tuberías y nos proporciona además los

diámetros de las tuberías tanto para las conexiones y el anillo principal. (Ver Tabla No

7).

123

Tabla No 7: Flujo requerido para velocidad no menor a 3 m/s en la tubería

TUBERÍAS

Pulgadas

FLUJO

GPM

FLUJO

l/min

4

390

1476

6

880

331

8

1560

5905

10

2440

9285

12

3520

13323

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH).


124

Ahora presentamos una tabla la cual nos va a dar una idea al momento de seleccionar el

material de la tubería. (Ver Tabla No 8)

Tabla No 8: Comparación de materiales para tubería

MATERIAL

VENTAJAS

DESVENTAJAS

Hierro Negro

Costo moderado.

Disponible en varios

tamaños

Instalación de gasto

considerable.

Se oxida.

Aspereza interior

ocasiona caída de

presión

Hierro Galvanizado

Materiales de costo

moderado.

Disponible en vario

tamaños.

En ocasiones

anticorrosivos


considerable.

Se oxida en las

uniones.

Aspereza interior

ocasiona

sedimentación y caída

de presión.

Sólo la superficie

externa suele estar

protegida

125

Cobre

No se oxidan.

Uniformidad de la

superficie interior.

Reduce la caída de la

presión

Susceptible a ciclos

térmicos.

Su instalación exige

uso de soplete.

Acero

No se oxidan.

Uniformidad de la

superficie interior.

Reduce la caída de la

presión


considerable.

Material costoso



5.5.2 Selección de las Bombas

Vemos que la presión promedio del sistema total tiene que vencer las pérdidas totales

del sistema, con lo cual se escogió una bomba Jockey con una presión mayor a la que

trabaja la bomba contra incendio, con lo cual vencemos cualquier pérdida del sistema.

La Norma NFPA 20, establece que las bombas contra incendio tienen que trabajar con

succión positiva, lo que quiere decir que el nivel mínimo del agua en el tanque de

almacenamiento debe estar por encima de la succión de la bomba.

126

5.5.3 Selección de Rociadores

Los rociadores automáticos, de repuesta rápida son los más utilizados para

almacenamiento.(Ver Gráfico No 58)

Gráfico No 59: Rociador de respuesta rápida



5.5.4 Selección de accesorios

Los accesorios son indispensables dentro del sistema, debido a la necesidad de:

• Usar una válvula principal con tornillo sobresalido para que de esta manera se

aprecie que está abierto el suministro.

• Llevar el control del caudal con un sensor de flujo.

• Utilizar medidores de presión a la entrada y salida de la bomba como los

manómetros para los puntos críticos donde la presión debe ser controlada.

127

• Utilizar una placa anti-vórtice la que evita que se forme turbulencia a la entrada

de la bomba para evitar que se generen remolinos que eviten la formación de

burbujas que produzcan a su vez cavitación en el sistema.

Además del sistema diseñado se recomienda poner un sistema de refrigeración para los

tanques de gas y un sistema de espuma para los tanques de combustible.

Es necesario capacitar a los trabajadores continuamente e implementar todas las

medidas de prevención y control que se exigen para que los incendios no ocasionen

grandes pérdidas, ya sean a las personas, materiales y equipos.

128

CAPÍTULO VI.

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

• De acuerdo a las cifras de producción de los reservorios de las arenas U superior,

U inferior y T, la producción es continua y evidentemente mantiene un promedio

de corte de agua del 40%.

• •El tanque de agua de formación (Taf-5) no tiene la suficiente capacidad para

almacenar el fluido en caso de una eventualidad, por lo que se recircula el agua

al múltiple afectando el funcionamiento de los demás equipos.

• Dentro de las facilidades existe un filtro que ayuda a la separación de los sólidos

del agua, pero debido a sus años de funcionamiento, no se encuentra en óptimas

condiciones de trabajo, lo que está produciendo un arrastre de dichos sólidos

desde un tanque a otro y así se está incrementando turbidez, lo cual crea un

problema dentro del proceso.

• Se determinó la presencia de sólidos en el tanque de lavado (Tl-1), lo que impide

el tratamiento con Biocida causando así la aparición de bacterias en el agua de

reinyección.

129

• El costo para realizar cambios y arreglos es de 823.975,00 dólares, (según la

Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) ), el cual servirá

para optimizar el proceso de tratamiento de crudo y de agua y así se podrá

alargar la vida útil de los equipos, también para mejorar el rendimiento de los

mismos ya que estos se ven afectados por los incrementos de producción de

agua.

130

6.2 RECOMENDACIONES

• Aumentar un tanque de lavado y un tanque de almacenamiento, ya que la

producción a futuro se considera que incrementará, debido a la existencia de

reservas remanentes de 63.500.000 Bls y reservas probables de 45.100.000 Bls

en el Campo Aconcagua, (según la Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero (ARCH)).

• Se debe pensar en un rediseño de uno de los separadores, puesto que un

separador en óptimas condiciones, puede trabajar de manera más eficaz,

considerando que el separador de prueba bifásico, con capacidad para 3000 BPD

presenta un tiempo de retención inadecuado de 10 min, siendo el rango sugerido

de 3.2 min; sin embargo no es apto para trabajar con cortes de agua altos, puesto

que el agua libre debe ir junto con el petróleo al tanque de lavado.

• Es importante establecer un sistema de protección con pintura epóxica en el

tanque de almacenamiento y darle un adecuado mantenimiento ya que de ésta

forma se evitarían problemas de corrosión, que disminuye los espesores de las

planchas del cuerpo restando la vida útil del equipo.

• Para lograr una mejor optimización de producción se recomienda establecer un

sistema de control automático que permitan tener información en tiempo real de

los equipos.

131

• Teniendo en cuenta que el corte de agua en los reservorios U superior, e inferior,

es del 55% y 65% respectivamente se debe rediseñar el sistema de reinyección

de agua, ya que el que existe actualmente no está diseñado para trabajar con

éstos valores.

132

BIBLIOGRAFÍA

1. Calle Luis, “Química y características del petróleo y productos básicos”, 2004

2. Ken Arnold y Maurice Stewart, “Surface Production Operations”, Volumen 1,

Segunda edición, 1991.

3. Pavón Luis, “Control, Fiscalización y Movimiento de Crudo y Derivados”,

Facultad de Ingeniería en Geología, minas y Petróleos, Instituto Superior de

Investigación, Año 1989

4. PETROECUADOR, "Glosario de la industria hidrocarburífera.", reedición 2001.

133

GLOSARIO DE TÉRMINOS

A

Aseguramiento de la Calidad: Conjunto de actividades planificadas y sistemáticas que

son implantadas dentro de un Sistema de Calidad, que demuestran ser necesarias para

brindar la confianza de que una entidad cumplirá con los requisitos para la Calidad.

Acidificación: Técnica de bombear una forma de ácido hidroclorhídrico dentro del

pozo para agrandar el espacio de los poros en las rocas que contienen petróleo, en ésta

forma se incrementa el flujo de crudo y su recuperación.

Árbol de navidad: El arreglo de tuberías y válvulas en la cabeza del pozo que

controlan el flujo de petróleo y gas.

B

Biocida: Agente físico o químico que puede matar organismos. Los biocidas se utilizan

a menudo para eliminar bacterias y otros organismos unicelulares del agua

C

Calidad: Conjunto de características de una entidad que le confieren la aptitud de

satisfacer necesidades tanto explícitas como implícitas.

Campo: Área geográfica bien delimitada donde se lleva a cabo la perforación de pozos

profundos para la explotación de yacimientos petrolíferos.

134

D

Deshidratación de Crudos: Es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada

con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un

porcentaje previamente especificado.

E

Emulsión: Mezcla en la cual un líquido es dispersado en otro en forma de gotas muy

finas.

G

Gas Asociado: Gas natural encontrado en asociación con petróleo en un yacimiento, ya

sea disuelto en el mismo petróleo o como una capa arriba de éste.

Gravedad API: La escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo para

expresar la gravedad específica del petróleo.

P

Pérdida: Carencia, privación de lo que se poseía. Daño o menoscabo que se recibe en

algo.

T

Tanques: Recipiente de gran tamaño, normalmente cerrado, destinado a contener

líquidos o gases.

135

Trampa: Estructura geológica en la cual se acumulan hidrocarburos para formar un

campo de petróleo o gas.

V

Viscosidad: Pegajoso, esto es: la resistencia de un líquido al movimiento o flujo;

normalmente se abate al elevar la temperatura.

136

ANEXOS

ANEXO No 1: CAMPO ACONCAGUA

Vista aérea del Campo Aconcagua, ubicado en la Provincia de Orellana en la zona

Oriental del Ecuador. (Ver Página 5).

ANEXO No 2: GENERADOR CAMPO ACONCAGUA

Uno de los generadores existentes, utilizado para abastecer de energía el Campo. (Ver

Página 109).

137

ANEXO No 3. MEDICIÓN A FONDO DEL TANQUE (AFORO).

Método de medición que consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada al

interior del tanque, hasta que una parte de la cinta quede en el seno del líquido,

deteniéndose se observa la lectura de cinta al nivel del punto de referencia. (Ver Página

54).

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TESIS UTE 2. CORREGIDA - repositorio.ute.edu.ecrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5981/1/43881_1.pdf · 2.descripciÓn de las estaciones de recolecciÓn en superficie estaciones