el gas venezolano como factor de integracion regional

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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPULARPARA LA EDUCACION

INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITECNCO

³SANTIAGO MARIÑO´

REALIZADO POR:

José Pérez

C.I. 20.640.110

Maracaibo, Diciembre de 2011

EL GAS VENEZOLANO COMO FACTOR DE INTEGRACION

REGIONAL



Introducción

El crudo producido por la Oper ador as de Campos Petroleros debe ser

entregado

lim

pio (sin contenidos im

portantes de

agu

ay sedi

mentos), en

las

descarga de las Estaciones de Flujo, y por esto debe ser tr atado y

deshidr atado antes de ser entregado a Petroler a Nacional. La deshidr atación

del crudo sucio y la entrega del crudo limpio a la Petroler a Venezolana son

centr alizadas en las Estaciones de Flujo.

Estaciones de Flujo

Una

esta

ción de f lujo es donde se re

aliza

n eltr atam

iento delcrudo que

viene de las áreas o campos de explotación, par a su posterior tr aslado a la

estación de descarga más cercana y de allí al patio de tanque principal de

recepción y bombeo de crudo.

Existen varios métodos de producción par a tr ansportar el crudo desde

los pozos hasta las estaciones (Ver Fig. 1.1).

El m

étodom

ás comú

n pa

r a

tr a

nsportar e

lf luido desde e

láre

ade

explotación a la estación es impulsar lo a tr avés de un sistema de tuber ías.

Las tuber ías de sección circular son las más frecuentes.



El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en oper aciones de

producción petroler a consiste en separ ar a las presiones óptimas los f luidos

del pozo en sus tres componentes básicos: petróleo, gas y agua, par a el

posterior tr atamiento de los hidrocarburos, con el fin de optimizar el

procesamiento y comercialización de ellos (petróleo y gas).

El proceso de tr atamiento en la estación se realiza mediante una serie

de sub-procesos; entre ellos tenemos separ ación, deshidr atación,

almacenamiento bombeo, etc. Este sistema se inicia con la recolección del

crudo a tr avés del múltiple de producción, el cual está for mado por uno o

varios cabezales de producción y otro de prueba. El cabezal de prueba es

utilizado par a aislar individualmente la producción de un pozo con el objeto

de evaluar lo.

Una vez recolectado en el tubo múltiple, el crudo se envía a la etapa

de separ ación donde se retiene un nivel de líquido específico por un tiempo

deter minado ba jo condiciones controladas de presión y temper atur a, esto con

el objeto de separ ar los hidrocarburos más livianos de los más pesados. Al

sal

ir de esta

eta

pa

el

crudo va

a

deshidr a

tación, donde e

lsiste

made

calentadores eleva su temper atur a de entr ada ba jo un proceso de

tr ansferencia de calor, esto con el fin de logr ar una separ ación más efectiva

entre el petróleo y el agua. Al avanzar por el sistema el crudo llega al patio de

tanques donde pasa inicialmente a un tanque de separ ación de petróleo y

agua, conocido como tanque de lavado, y de allí pasa a los tanques de

almacenamiento (Figur a 1.2).

En los sistemas de ba ja presión (alrededor de 70 lpc) el gas

proveniente de las estaciones de f lujo se suministr a a la succión de las

estaciones compresor as o también se suple como combustible. Cuando el

gas proveniente de los separ adores posee altas presiones (por ejemplo 1000

lpc) se puede suministr ar directamente a las instalaciones de gas par a



levantamiento artificial o a las instalaciones par a la inyección de gas a

yacimientos.

La ubicación deseable de los centros de recolección yalmacenamiento debe considerar prioritariamente:

El volumen de f luidos que se producen.

Las car acter ísticas de los pozos y las distancias que los separ an.

Los progr amas de desarrollo.

El f actor económico es esencial en la selección y ubicación de las

estaciones de f lujo. A medida que un campo se desarrolla, se hace necesario

construir nuevos centros de recolección.

Estación de Descarga

La estación de descarga 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 f lujo

en el área sino también de los pozos cercanos a ella. Su función principal es



el tr atamiento final del crudo par a obtener un crudo que cumplan con las

especificaciones de calidad.

Las est

aciones de desc

arga

están provistas de equipos destin

ados

al

tr atamiento, almacenamiento y bombeo del petróleo hasta los patios tanques.

Par a el tr atamiento, cuentan con separ adores gas ± crudo par a las

producciones limpias (libres de agua), sucias (con agua) y de prueba,

además de realizar la separ ación agua/crudo por medio de calentadores y

tanques de lavado o de estabilización y así cumplir con las especificaciones

de concentr ación (menor al 0,5 % de agua y sedimentos).

El propósito fundamental de una estación de descarga es separ ar el gas,

el agua y los sedimentos que arr astr a el petróleo cuando es extr aído de los

yacimientos; este proceso se denomina tr atamiento del crudo.

y Proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo

El proceso de manejo se puede dividir en etapas gener ales, entre las que

se encuentr an: etapa de recolección, separ ación, depur ación, calentamiento,

deshidr atación, almacenamiento y bombeo.

Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el

mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas

en un gr an número de estaciones; luego de pasar por estas etapas, los

distintos productos pasarán a otros procesos externos a la estación. A

continuación se describe cada una de las etapas por las que pasan los

f luidos provenientes de los pozos:

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 deter minada área a



tr avés de tuber ías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo

respectiva, o a tr avés de tuber ías o líneas provenientes de los múltiples de

petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de pozos o

clusters.

Etapa de Separación

Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de f ases (líquida y

gas) se somete a una separ ación líquido±gas dentro del separ ador. La

separ ación ocurre a distintos niveles de presión y temper atur a establecidas

por las condiciones del pozo de donde provenga el f luido de tr aba jo. Después

de la separ ación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido

por la inferior par a posterior mente pasar a las siguientes etapas. Es

importante señalar que las presiones de tr aba jo son mantenidas por los

instrumentos de control del separ ador.

Etapa de Depuración

Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de

separ ación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en

suspensión que no se logr aron atr apar en el separ ador, además de eliminar

las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El líquido

recuper ado 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 tuber ías de recolección a las plantas de compresión o

miniplantas, y otr a cantidad va par a el consumo interno del campo cuando se

tr a

ba ja

conm

otoresa

gas.



Etapa de medición de petróleo

El proceso de medición de f luidos y posterior procesamiento de datos,

se hace con

lafin

alida

d de conocer la

producción gener al

dela

esta

ción y/o

producción individual de cada pozo.

La infor mación sobre las tasas de producción es de vital importancia

en la planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales

como la configur ación de los tanques, tuber ías, las f acilidades par a 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 tr aba jo es ampliamente

dependiente de la infor mación de la prueba de pozos.

Etapa de Calentamiento

Después de pasar el crudo por el separ ador, la emulsión agua-

petróleo va al calentador u horno, este proceso de calentamiento de la

emulsión tiene como finalidad ocasionar un choque de moléculas aceler ando

la separ ación de la emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente en

las estaciones en tierr a debido a las limitaciones de espacio que existe en las

estaciones que están costafuer a (mar, lago, etc.), y par a petróleos que

requier an de calentamiento par a su manejo y despacho.

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 deshidr atación con la finalidad de

separ ar la emulsión y extr aer las arenas que vienen desde los pozos. Luego

el petróleo es enviado a los tanques de almacenamiento y el agua a los

sistemas de tr atamiento de ef luentes.



Etapa de Almacenamiento del Petróleo

Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo

producido por los pozos

asoci

ados

a la

s estaciones, este es

almacen

ado en

los tanques de almacenamiento después de haber pasado por los procesos

de separ ación y deshidr atación y luego, en for ma inmediata, es tr ansferido a

los patios de tanque par a su tr atamiento y/o despacho.

Etapa de Bombeo

Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo

dentro dela

E

sta

ción de Flujo, e

lpetró

leo ubic

ado en

los t

anques de

almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques par a su posterior

envió a las refiner ías o centros de despacho a tr avés de bombas de

tr ansferencia.

y Componentes básicos en una estación de flujo

Todas las Estaciones de Flujo par a realizar sus funciones, necesitan la

interrela

ción oper ativ

ade un

aserie de co

mponentes básicos, co

mo son:

y Múltiples o recolectores de entr ada.

y Líneas de f lujo.

y Separ adores de petróleo y gas.

y Calentadores y/o calder as.

y Tanques.

y Bombas.

Gener almente, las estaciones de f lujo están diseñadas par a cumplir un

mismo fin o propósito, por tal r azón, los equipos que la confor man son muy

similares en cuanto a for ma, tamaño y funcionamiento oper acional. Sin



embargo, las estructur as de éstas y la disposición de los equipos var ían entre

una filial y otr a.

Múltiples o recolectores de entrada.

Son arreglos mecánicos de tuber ías y válvulas que consisten

gener almente en varios tubos colocados en posición horizontal, par alelos uno

con respecto al otro y conectados a cada una de las líneas de f lujo. Su

función es recolectar la producción de los pozos que llegan a las estaciones

de f lujo y distribuir la hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo,

los arreglos de válvulas, conexiones y tuber ías deben ser de maner a tal que,

cuando sea requerido, el f lujo de cada pozo individual pueda ser aislado par a

propósitos de prueba de pozos. Esto es que el f lujo de cada pozo pueda ser

llevado a un separ ador de prueba, par a segregar y medir petróleo o

productos de destilación, producción de gas y en algunos casos producción

de agua.

Tubo múltiple Básico

El arreglo básico de la conexión al tubo múltiple par a cada pozo individual

es indicado en la en la figur a 1.3. El f lujo entr ante arriba a una válvula de

choque a justable (block valve) con entr ada abierta en el punto A y a tr avés

de válvula de retención (check valve) en el punto B. Par a la rutina de

producción, la válvula de choque en el cabezal (punto D) es cerr ada y la

producción se mezcla con la de otros pozos a tr avés de una válvula del

cabezal (punto C) abierta f luyendo por la línea de f lujo hacia el separ ador

principal

. Par a

desviar este pozo h

acia

elsep

ar ador de prueb

a,la

válvu

lade

l

punto C es cerr ada y la válvula en el punto D es abierta.

Par a repar ar cualquier parte del múltiple, la válvula de bloqueo en el

punto A debe ser cerr ada. La válvula B previene que no haya ref lujo desde



cualquier otro pozo de presión mayor que entre a la línea de f lujo principal o

común hacia este pozo.

La

unión en el

puntoE

proporciona

conexiones rápida

s delíne

as de

desvío en caso de que la línea del pozo necesite remoción de par afina o

expulsar arena y sedimentos. La figur a 1.3 muestr a solo una parte del

múltiple par a un pozo. Tantos pozos como se desee pueden ser añadidos

por unidades idénticas de conexión a las uniones de salida en los puntos F y

G.

En algunas áreas costa afuer a, las líneas de f lujo y tubos múltiples

par a super ar la presión de estr angulamiento deben llevarse a la presión

máxima del pozo y los mismos deben ser diseñados par a eso.

Líneas de flujo.

Se denomina línea de f lujo a la tuber ía que se conecta desde el

cabezal de un pozo hasta el múltiple de producción de su correspondiente

estación de f lujo. Las líneas de f lujo son aquellos sistemas de manejo que

tr ansportan el f lujo en for ma bifásica, desde los pozos hasta un punto de

convergencia denominado múltiple. Cada múltiple esta confor mado por

secciones tubulares, cuya capacidad y tamaño dependen del número de

secciones tubulares. Son f abricados en diferentes diámetros, series y r angos

de tr aba jo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones de

f lujo del sistema.

En el diseño de las líneas de flujo se calculan principalmente lo

siguiente:

y La caída de presión a lo largo de la línea de f lujo, la cual se calcula

usando modelos multifásicos.



y Los espesores óptimos del tipo de material a usar consider ando las

presiones de tr aba jo.

y Los sistemas de limpieza y de mantenimiento.

y Los sistemas de protección.

y Los sistemas de ancla je.

Separadores de petróleo y gas.

El tér mino "separ ador de petróleo y gas" en la ter minología del argot

petrolero es designado a un recipiente presurizado que es utilizado par a

separ ar los f luidos producidos de pozos de petróleo y gas en componentes

líquidos y gaseosos. Un recipiente de separ ación puede ser llamado de las

siguientes for mas:

y Separ ador de petróleo y gas.

y Separ ador.

y Separ ador por etapas.

y Tr ampa.

y Recipiente de retención, tambor de retención, tr ampa de retención,

retenedor de agua, retenedor de líquido.

y Cámar a de separ ación f lash, recipiente de separ ación f lash, o tr ampa

de separ ación f lash.

y Separ ador por expansión o recipiente de expansión.

y Depur ador (depur ador de gas), de tipo seco o húmedo.

y Filtro (filtro de gas), de tipo seco o húmedo.

y Filtro-Separ ador.

Los tér minos "Separador de petróleo y gas", "Separador ",

"Separador por etapas", "Trampa", se refieren a un separ ador de petróleo

y gas convencional. Estos recipientes de separ ación son nor malmente

utilizados en locaciones de producción o platafor mas cerca del cabezal, tubo



múltiple o unidad de tanques par a separ ar los f luidos producidos del pozo, en

líquido y gas.

Un Recipiente de retención, tambor de retención, trampa deretención puede ser utilizado par a remover solo agua del f luido de pozo o

remover todo el líquido, petróleo más agua, del gas. En el caso de un

retenedor de agua utilizado cerca del cabezal del pozo, el gas y el petróleo

son descargados nor malmente juntos, y el agua libre es separ ada y

descargada del fondo del recipiente.

Un retenedor de líquido es utilizado par a remover todo el líquido del

gas. El agua y los hidrocarburos líquidos son descargados juntos del fondo

del recipiente, y el gas es descargado por el tope.

Una cámara de separación flash (recipiente o trampa) se refiere

nor malmente a un separ ador convencional de petróleo y gas oper ado a ba ja

presión, con el líquido de un separ ador de alta presión iniciando la liber ación

f lash dentro de este. Esta cámar a de separ ación f lash es frecuentemente la

segunda o tercer a etapa de separ ación, donde el líquido empieza a

descargarse desde la cámar a de separ ación f lash hacia almacenamiento.

Un recipiente de expansión es el separ ador de primer a etapa en una

unidad de ba ja temper atur a o separ ación fr ía. Este recipiente puede ser

equipado con un serpentín de calentamiento par a derretir los hidr atos, o un

líquido inhibidor de hidr atos (tal como glicol) puede ser inyectado al momento

de la entr ada de f luido del pozo antes de la expansión en el recipiente.

Un depurador de gas puede ser similar a un separ ador de petróleo y

gas. Nor malmente este maneja f luidos que contienen menos líquido que el

producido de pozos de petróleo y gas. Los depur adores de gas son usados

nor malmente 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 separ adores de petróleo y gas. El depur ador de gas tipo seco utiliza

extr actores de neblina y otros internos similares a los de separ adores de

petróleo y gas. El depur ador de gas tipo húmedo pasa la corriente de gas a

tr avés de un baño de petróleo u otro liquido que limpie polvo y otr as

impurezas del gas. El gas es pasado a tr avés de un extr actor de neblina

donde todo el líquido removible es separ ado de este.

Un "depurador " puede referirse a un recipiente utilizado aguas arriba

de cualquier recipiente o unidad que procese gas par a proteger la unidad o

recipiente aguas aba jo, de líquido hidrocarburo y/o agua.

El "filtro" (filtro de gas o filtro/separador) se refiere a un depur ador

de gas tipo-seco; especialmente si la unidad es utilizada en principio par a

remover el polvo de la corriente de gas. Un medio filtr ante es utilizado en los

recipientes par a remover polvo, finos, herrumbre y otros materiales extr años

del gas. Tales unidades removerán líquido del gas.

Un separador de gas y petróleo generalmente incluye las

siguientes componentes y características esenciales.

y Un recipiente que incluye (a) sección y/o dispositivo par a la separ ación

primaria, (b) sección de asentamiento "por gr avedad" secundaria, (c)

extr actor de neblina par a remover pequeñas partículas de liquido del

gas, (d) salida del gas, (e) sección de asentamiento de liquido

(separ ación) par a remover el gas o vapor del petróleo (en una unidad

trifásica, esta sección separ a agua del petróleo), (f) salida del petróleo,

y (g) sal

ida

del agu

a(unid

ad trifásic

a).

y Adecuada Capacidad volumétrica de líquido par a manejar "baches" de

los pozos y líneas de f lujo.



y Adecuado diámetro y altur a o longitud del recipiente par a per mitir que

se separe más liquido del gas de for ma tal que el extr actor de neblina

no sea sobrecargado de líquido.

y Un mecanismo de control del nivel de líquido en el separ ador, el cual

nor malmente incluye un controlador del nivel de líquido y una válvula

de diafr agma en la salida del petróleo. Par a oper ación trifásica, el

separ ador debe incluir un controlador del nivel de líquido en la

interf ase agua-petróleo y una válvula de control de descarga de agua.

y Una válvula de alivio de presión en la salida de gas par a mantener una

presión estable en el recipiente.

y

Dispositivos deal

ivio de presión.

En muchos sistemas de equipos de producción en superficie, el

separ ador de gas-petróleo es el primer recipiente hacia donde f luyen los

f luidos del pozo luego de ser levantados a superficie. Si embargo, otros

equipos tales como calentadores y retenedores de agua, pueden ser

instalados aguas arriba del separ ador.

el gas venezolano como factor de integracion regional

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