Etapas y Equipos en la Producción de Petróleo

Etapas de la Producción del Petróleo

El proceso de producción del petróleo se compone de varias etapas, desde la extracción en el yacimiento hasta su exportación. A continuación, se describen las etapas clave:

1. Flujo en el Yacimiento

Esta fase se refiere a la trayectoria que sigue el petróleo dentro del yacimiento, a miles de metros de profundidad, a través de los microcanales de roca porosa y permeable hasta llegar al fondo del pozo. Este recorrido lo hace el petróleo gracias a la presión o energía natural que existe en el yacimiento.

2. Producción en el Pozo

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

3. Recolección de Crudo

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

4. Separación del Gas

En las estaciones de flujo, el petróleo y el gas producidos por los pozos entran a los separadores, donde se completa la separación del gas que aún quedaba mezclado con el petróleo. Al salir por los separadores, el petróleo y el gas siguen rutas diferentes para cumplir con los distintos usos y aplicaciones establecidas.

5. Almacenamiento de Crudo

Los diferentes tipos de petróleo que llegan a las estaciones de flujo son bombeados a través de las tuberías hasta los patios de tanques, donde finalmente se recolecta y almacena toda la producción de petróleo de un área determinada, para ser tratada, eliminando el agua y la sal, colocándolo bajo especificaciones comerciales.

6. Transporte por Oleoductos

El crudo limpio (sin agua y desalado) almacenado en los patios de tanques es enviado a través de los oleoductos a las refinerías del país y a los terminales de embarque para su exportación a los mercados de ultramar.

7. Embarque a Exportación

El petróleo que llega a los terminales de embarque es cargado a la flota tanquera para su envío a los distintos mercados del mundo.

Estaciones de Flujo

Las estaciones de flujo son instalaciones compuestas por tanques, bombas y tuberías donde se recolecta la producción de varios pozos para enviarla posteriormente a otros sitios según las operaciones que se realicen.

Línea de Flujo: Tubería utilizada para conducir uno o más fluidos entre diferentes instalaciones o pozos dentro de campos petroleros y de gas.

Se llama línea de flujo al espacio de reservorio recorrido por el fluido contenido cuando se pone a producir un pozo. Las líneas de flujo pueden ser mapeadas para generar un diagrama que muestre cómo se desplazan los fluidos, es muy utilizado en recuperación secundaria.

Funciones Principales de una Estación de Flujo

• Separación del gas y agua presente en el crudo a presiones óptimas.
• Hacer posible la realización de pruebas individuales para pozos.
• Recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área.
• Separar la fase líquida y gaseosa del líquido multifásico proveniente de los pozos productores.
• Medir la producción de petróleo, agua y gas de cada pozo productor.
• Proporcionar un sitio para el almacenamiento temporal de petróleo.
• Bombear el petróleo a patio de tanques.

Equipos e Instalaciones Principales de una Estación de Flujo

• Múltiple o cañón de producción
• Líneas de flujo
• Múltiples de producción
• Separadores de gas-líquido (general y de prueba)
• Tanques de producción
• Equipos de desalación
• Sistemas de tratamiento químico
• Tratadores de líneas de flujo
• Calentadores o calderas (para crudos pesados)
• Depurador de gas
• Bombas de crudo
• Equipos auxiliares (instrumentos de medición, válvulas)

Procesos en una Estación de Flujo

1. Recolección de fluidos (mezcla de crudo, agua y gas).
2. Separación líquido – gas
3. Almacenamiento temporal de crudo en tanques.
4. Calentamiento (para crudos pesados).
5. Distribución de fluidos

Proceso de Recolección de Fluidos

Desde el cabezal de cada pozo arranca la tubería de flujo que, tendida de los diferentes pozos, llega a una determinada estación de recolección, diseñada para recibir la producción de cierto número de pozos de un área determinada, recibida en un cabezal (múltiple) o cañón de producción. Las tuberías que salen de los pozos son diseñadas para transportar fluidos generalmente bifásicos, es decir mezcla de líquidos (petróleo-agua) y gas, en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo, y seleccionadas al potencial de producción, características del crudo y presiones de flujo del sistema.

Múltiple de Recolección

Son instalaciones que reciben el crudo con características semejantes que ya ha sido transportado por líneas de flujo desde cada uno de los pozos asignados a esa estación.

En la estación de flujo y de recolección, el múltiple de producción representa un sistema de recibo al cual llega el flujoducto de cada uno de los pozos productores asignados a esa estación. El múltiple facilita el manejo de la producción total de los pozos que ha de pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos para pruebas individuales de producción (cuantificar su producción diaria).

Por medio de las interconexiones del sistema y la disposición apropiada de válvulas, se facilita la distribución, el manejo y el control del flujo de los pozos.

Proceso de Separación de Fluidos

Una vez recolectado el petróleo, este se somete a un proceso dentro de un recipiente denominado Separador, en el cual el gas y el líquido (petróleo y agua) se separan a determinada presión. El gas sale por la parte superior del separador y mientras que el líquido va por la parte inferior del mismo.

El flujo del pozo consiste preponderantemente de petróleo, al cual está asociado un cierto volumen de gas: (RGP), que se mide en m³ de gas por m³ de petróleo producido o en pies cúbicos de gas por barril de petróleo producido, a condiciones estipuladas en la superficie. Además, el flujo de petróleo y gas puede mostrar la presencia de agua y de sedimentos procedentes del yacimiento productor.

Separadores

Para realizar la separación del gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y etapas de separación. 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.

Requerimientos de un Separador

• La energía que posee el 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 inicialmente la separación se efectúe gracias a las fuerzas gravitacionales, las cuales actúan sobre esos fluidos, y que se establezca un equilibrio entre las fases líquido-vapor.
• La turbulencia que ocurre en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada.
• La acumulación de espuma y partículas sólidas contaminantes ha de ser controlada.
• Las fases líquida y gaseosa no se deben poner en contacto una vez separadas.
• Las salidas de los fluidos necesitan estar provistas de controles de presión y/o nivel.
• Las regiones del separador donde se pueden acumular sólidos deben, en lo posible, tener las previsiones para la remoción de esos sólidos.
• El separador requiere válvulas de alivio, con el fin de evitar presiones excesivas, debido a diferentes causas, por ejemplo: líneas obstaculizadas.
• El separador debe estar dotado de manómetros, termómetros, controles de nivel, visibles; para hacer, en lo posible, revisiones visuales.
• Es conveniente que todo recipiente tenga una boca de visitas, para facilitar la inspección y mantenimiento

Clasificación de los Separadores

Según su Función

• Separadores de Producción General: Recibe los fluidos provenientes de la línea del múltiple de producción general.
• Separador de Prueba: Recibe la producción de un solo pozo con el objeto de ser medida.

Según su Configuración

Verticales

Los separadores verticales pueden variar de tamaño de 10 a 12 pulgadas en diámetro y 4 a 5 pies de altura, hasta 10 a 12 pies en diámetro y 15 a 25 pies de altura.

Características

• Mayor espacio para la liberación del gas en la parte superior.
• Normalmente empleados cuando la relación gas o vapor–líquido es alta y/o cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas.
• Puede manejar mayor volumen de crudo, produciendo menos espuma.
• Puede manejar grandes cantidades de arenas.
• Facilidad en remoción de sólidos acumulados en el fondo.
• Requieren de mucho espacio vertical para su instalación

Horizontal

Los separadores horizontales pueden variar de tamaño de 10 a 12 pulgadas en diámetro y 4 a 5 pies de largo, hasta 15 o 16 pies en diámetro y de 60 a 70 pies de largo.

Características

• Normalmente empleados cuando la relación gas o vapor–líquido es baja.
• Requieren de poco espacio vertical para su instalación.
• Requieren menor diámetro, que un separador vertical, para una capacidad dada de gas.
• Manejan grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de líquido,
• Difícil remoción de sólidos acumulados (necesidad de inclinar el recipiente o añadir internos como tuberías de lavado).
• Mayor área para dispersión de espuma y crudos emulsionados.

Depuradores de Gas

Luego que se genera la separación principal, la línea de gas resultantes que sale, pasa a otro tipo de separador llamado depurador de gas, el cual tiene como función básica la de remover pequeñas cantidades de líquidos de esta mezcla predominantemente gaseosa. Los depuradores de gas son básicamente un separador de gas-líquido, que solo manejan los volúmenes de liquido contenidos en el gas procesado en su sistema (poco liquido).

Los depuradores están diseñados para trabajar a un volumen y presión constante de tal manera que el gas sea más seco, para evitar el envío de liquido a las plantas compresoras. Aguas abajo de los depuradores se puede efectuar la medición del gas total manejado en la instalación.

Principios de Separación de los Fluidos en un Depurador

Momentum (Cantidad de Movimiento): Fluidos con diferentes densidades tienen diferentes momentum. Si una corriente de dos fases se cambia bruscamente de dirección, el fuerte momentum o la gran velocidad adquirida por las fases, no permiten que la partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase liviana, este fenómeno provoca la separación.

Fuerza de gravedad: Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, cuando la fuerza gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la fuerza de arrastre del fluido de gas sobre la gota.

Coalescencia: Las gotas muy pequeñas no pueden ser separadas por gravedad. Estas gotas se unen, por medio del fenómeno de coalescencia, para formar gotas mayores, las cuales se acercan lo suficientemente como para superar las tensiones superficiales individuales y poder de esta forma separarse por gravedad.

Problemas Operacionales en Separadores

Crudos Espumosos: la espuma es causada por las impurezas y el agua presente en el crudo que no se ha removido antes que la corriente llegue al separador.

• Dificulta el nivel de líquido.
• Es obstáculo para obtener velocidades óptimas de gas y liquido por el volumen que ocupa.
• Posibilidad que tanto el gas como el líquido salgan del separador con espuma.

Arena, Causa:

• Taponamiento de dispositivos internos.
• Erosión, corte de válvulas y líneas.
• Acumulación de arena en el fondo

Emulsiones: Suele ser un problema en separadores trifásicos. Cuando existe tendencia a la formación de emulsiones, el tiempo de asentamiento requerido para obtener la separación aceptable agua –crudo pueden ser apreciables, muchas veces mayor para la separación gas-liquido. Algunas veces se remueve el agua-crudo sin separar y luego someterlos a deshidratación o inyectar química (demusificantes).

Escapes de Gas en el Líquido:

Debido a: