ESTACIÓN DE FLUJO

Definición: es una estructura de mediana complejidad, y se refiere al conjunto de equipos relacionados para recibir, separar, almacenar temporalmente y bombear los fluidos provenientes de los pozos ubicados en su vecindad.

El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres componentes básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior tratamiento de los hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de ellos (petróleo y gas).

Diagrama de una estación de flujo sencilla

Funcionamiento:

El proceso de tratamiento en la estación se realiza mediante una serie de sub-procesos; entre éstos se tienen separación, deshidratación, almacenamiento, bombeo, etc.

Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de producción, el cual está formado por uno o varios cabezales de producción y otro de prueba. El cabezal de prueba es utilizado para aislar individualmente la producción de un pozo con el objeto de evaluarlo.

El líquido sale de los separadores y va a los tanques de recolección, desde donde es succionado y enviado por las bombas a los patios de tanque, a través del sistema de recolección de crudo (líneas de bombeo) correspondiente.

Algunas de las estaciones de flujo, escogidas estratégicamente, son usadas con puntos de inyección de químicas deshidratantes, cuya función es acelerar el proceso de separación crudo-agua y evitar la formación de emulsiones fuertes.

También se utiliza la inyección de química antiespumante (mezcla de Silicón más Gasoil) en el cabezal de producción o en los separadores, con el propósito de minimizar la formación de espuma que afecta el proceso de separación y crea problemas de alto nivel en los tanques de recolección e ineficiencia en las bombas de las estaciones.

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

• Programas de desarrollo

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.

Diagrama de una estación de flujo

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

Etapa de Recolección:

Ésta 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.

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 parte inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas.

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 H 2S 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 miniplantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.

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.

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 costafuera (mar, lago, etc.).

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.

Diagrama típico de deshidratación local a nivel de estación de flujo

Etapa de Almacenamiento del petróleo:

Diariamente, en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo producido por los pozos asociados a las estaciones, éste 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 tanques para su tratamiento y/o despacho.

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 envío a las refinerías o centros de despacho a través de bombas de transferencia.

Componentes básicos en una estación de flujo:

Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son:

-Múltiples o recolectores de entrada

-Líneas de flujo

-Separadores de petróleo, agua y gas

-Calentadores y/o calderas

-Tanques

-Bombas

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, tamaño y funcionamiento operacional.

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.

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.

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

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

Separadores:

El término "separador de petróleo y gas" en la terminología del argot petrolero es designado a un recipiente presurizado que es utilizado para separar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en componentes líquidos y gaseosos. Un recipiente de separación puede ser llamado de las siguientes formas:

• Separador de petróleo y gas

• Separador

• Separador por etapas

• Trampa

• Depurador (depurador de gas), de tipo seco o húmedo

• Filtro (filtro de gas), de tipo seco o húmedo

• Filtro-Separador

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. Sin embargo, otros equipos tales como calentadores y retenedores de agua, pueden ser instalados aguas arriba del separador.

SEPARACIÓN

Separadores: son instrumentos que se utilizan para la separación física de fases. La función fundamental de un separador es separar un componente deseado del fluido (crudo, gas, agua, contaminantes, etc.). Es un cilindro de acero que por lo general se usa para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y gas (los fluidos de interés).

Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua. Otras veces, cuando se usa en plantas de tratamientos (deshidratación y endulzamiento de gas natural), el separador se emplea para separar por ejemplo al glicol, el cual se utiliza como deshidratante del gas natural, de las naftas que se condensan dentro de las torres de absorción.

Componentes del Separador:

1. Difusor de la entrada (deflectores)

2. Rompeolas (separador horizontal)

3. Platos despumantes

4. Rompe vórtice

5. Eliminador de neblina

6. Controladores de presión

7. Controladores de nivel

8. 8. Válvulas de alivio de presión y discos de ruptura

9. 9. Tabiques

10. 10. Tuberías internas

Funciones de un separador:

1. Éste permite una primera separación entre los hidrocarburos, esencialmente líquido y gaseoso.

2. Refinar aún más el proceso, mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase gaseosa, siempre y cuando el proceso de separación sea realizado entre estas fases.

3. Liberar parte de la fracción gaseosa que pueda permanecer en la fase líquida.

4. Descargar, por separado, las fases líquida y gaseosa, para evitar que se puedan volver a mezclar, parcial o totalmente.

Proceso de Separación:

Separación primaria. El cambio en la cantidad de movimiento de las fases a la entrada del separador genera la separación gruesa de las fases. Esta zona incluye las boquillas de entrada y los aditamentos de entrada, tales como: deflectores y distribuidores.

Separación secundaria. Durante la separación secundaria se observan zonas de fase continua con gotas dispersas (fase discontinua), sobre las cuales actúa la fuerza de gravedad. Esta fuerza se encarga de decantar hasta cierto tamaño las gotas de la fase pesada discontinua en la fase liviana continua. También produce la flotación de hasta cierto tamaño de gotas de la fase líquida liviana (fase discontinua), en la fase pesada continua.

Separación por coalescencia. En ciertas situaciones, no es aceptable que gotas muy finas de la fase pesada discontinua sean arrastradas en la fase liviana: por ello es necesario que, por coalescencia, tales gotas finas alcancen un tamaño lo suficientemente grande para separarse por gravedad. Los dispositivos a usar son los eliminadores de niebla o mallas (separadores líquido-vapor), o las esponjas o platos coalescedores (separación líquido-líquido).

Recolección de las fases líquidas. Las fases líquidas ya separadas requieren de un volumen de control y emergencia para una operación confiable y segura de los equipos aguas abajo.

Clasificación de los separadores:

En el procesamiento del petróleo y gas existe una amplia variedad de separadores de mezclas de diferentes fases: gaseosas, líquidas y sólidas. Los separadores se pueden clasificar en base a diferentes criterios tales como:

• El número de fases a separar

• Los tipos de fases a separar

• La forma y posición del separador

• Los procesos de separación

Según el número de fases a separar:

Separadores bifásicos: separan la fase líquida (mezcla de crudo y agua) de la fase gaseosa.

Separadores trifásicos: son recipientes capaces de separar el gas y las dos fases de los líquidos inmiscibles. Por lo general, resultan muy grandes porque se diseñan para garantizar que ambas fases (agua y petróleo) salgan completamente libres una de la otra (agua sin petróleo y petróleo sin agua).

Los separadores trifásicos son usados para remover cualquier fase de agua libre que pueda estar presente en la mezcla.

Según los tipos de fases a separar:

Separadores gas-líquido: en estos equipos se realiza el proceso de separación del gas y líquidos presentes en el fluido producido, pueden trabajar a diferentes presiones, clasificándose según su presión de operación en separadores de baja, media y alta presión.

Separadores líquido-líquido: estos recipientes se utilizan para separar dos líquidos inmiscibles, los cuales se pueden separar usando los mismos principios de los separadores gas-líquido.

Un separador líquido-líquido opera de manera similar que un separador gas-líquido, sin embargo, los separadores líquido-líquido son diseñados para velocidades mucho más bajas, debido fundamentalmente a que la diferencia entre las densidades de dos líquidos es mucho menor que entre un gas y un líquido.

Según los procesos de separación:

Separadores convencionales: un separador convencional es un separador que se usa para separar una mezcla de componentes en una o dos corrientes, una líquida y otra gaseosa. Generalmente, las corrientes líquidas contienen muy poco gas y la corriente gaseosa muy poco líquido.

Depuradores: son separadores que no poseen capacidad para hacer una separación gas-líquido, cuando los volúmenes del líquido pueden ser apreciables y no poseen un tamaño suficiente para que el asentamiento por fuerzas gravitacionales sea óptimo. La función básica de un depurador es remover pequeñas cantidades del líquido de una mezcla con predominio gaseoso.

Tratadores térmicos: es un tipo de separador trifásico (crudo-gas-agua) que además posee en su interior facilidades para filtrar y calentar los fluidos. Normalmente, trabaja a presiones bajas y se usa en el tratamiento de crudos livianos y medianos.

Tratador térmico vertical

Torres de destilación: permiten separar un fluido de varios componentes de composiciones deseadas. Para ello se utilizan procesos de equilibrio térmico basados en las constantes de equilibrio líquido-vapor. Las torres de destilación poseen una serie de platos, en los cuales se establecen flujos en dos direcciones el gas en ascenso y el líquido en descenso.

Otras denominaciones:

• Separadores tipo filtro

• Filtros

• Separadores de liberación instantánea (tanque flash)

• Separadores tipo pulmón (simples o múltiples)

• Goteo en línea

• Tanques de venteo

• Tambor

• Trampa

Según la forma y posición del separador:

Separadores verticales: en estos equipos la fase pesada decanta en dirección opuesta al flujo vertical de la fase liviana. Normalmente son empleados cuando la relación gas o vapor-líquido es baja (< 500 PC/Bl). Más práctico a la hora de remover los sólidos acumulados.

Separadores horizontales: en estos equipos, la fase pesada decanta perpendicularmente a la dirección horizontal de la fase liviana, permitiendo que la fase liviana pueda viajar a una velocidad superior a la velocidad de decantación de la fase pesada discontinua. Normalmente empleados cuando la relación gas o vapor-líquido es alta (> 1000 PC/Bl). Requieren poco espacio vertical para su instalación.

Separadores esféricos: son compactos, tienen una limitada capacidad para manejar líquidos. Requieren menos acero para una presión dada. Son más difíciles de construir, por lo que resultan poco usados en la industria petrolera.

Crudos espumosos (Problema operativo):

La mayor causa de la espuma son aquellas impurezas y el agua contenida en el petróleo crudo que será impráctico remover antes de que la corriente alcanzase el separador.

De cualquier modo, la formación de espuma en los separadores genera los siguientes problemas:

• El control mecánico de nivel de líquido se complica porque cualquier dispositivo de control debe tratar básicamente con tres fases en vez de dos.

• La espuma tiene una alta relación volumen a peso. Como resultado puede ocupar mucho del espacio del separador, que de otro modo, podría estar disponible para las secciones de asentamiento por gravedad o recolección de líquido.

• Puede ser imposible remover el gas separado o el crudo desgasificado del tanque sin entrampar parte del material espumoso en las salidas del líquido o el gas.

Burbujas sobre la superficie de un líquido

Definición de Espuma. Una espuma es, en muchos aspectos análoga a una emulsión, está constituida por glóbulos dispersos de gas en vez de líquido, en fase líquida. Una espuma es el resultado de la incorporación mecánica de gas dentro de una fase líquida. La consecuencia es la formación de burbujas en las cuales la película de líquido rodea un volumen de gas que tiende a ascender en una columna de espuma.

Espumosidad

Como en las emulsiones, también en las espumas, una cuestión es la tendencia a formarse y otra diferente es su estabilidad. Si ambas se forman o se resuelven en forma instantánea o dentro de los tiempos operativos disponibles, no son mayor problema.

Los petróleos pueden contener compuestos capaces de estabilizar espumas que no pueden resolverse en tiempos operativos. En este caso los sistemas de tratamiento necesitan, para lograrlo, que al fluido que ingrese se dosifiquen antiespumantes.

La estabilidad de la burbuja es función de la presión, la temperatura y la física de la interfase G-L: elasticidad del film, formación de una capa gelatinosa y viscosidad de la interfase.

Se está en presencia de un problema de espumas:

1) Cuando no se puede resolver con los recursos disponibles habituales: instalaciones existentes, tiempos de residencia

2) Cuando "aparecen" temporalmente, por ejemplo, cuando el crudo se contamina con algún agente externo (fluido de tratamiento)

Tienen mayor tendencia a espumar:

• Los crudos que tienen < 40 ºAPI

• El fluido que tiene < 160 ºF

• El fluido que tiene viscosidad > 53 cPs a la temperatura de operación.

Aún cuando los separadores más usuales en producción son verticales (se prefieren por su flexibilidad operativa) los más eficientes para el tratamiento de petróleo que espuman son los horizontales, porque proveen mayor relación área-volumen (mayor superficie de liberación de gas).

Cómo tratar las espumas:

• Cuando se deben separar fluidos con espumas se requieren mayores tiempos de retención (a veces de tres veces) y/o diseños particulares de separador:

1. Es muy importante para la ruptura de la espuma: la agitación, la temperatura operativa y la necesidad de placas coalescedoras internas en el separador

2. Puede suceder que el mayor entrampamiento de burbujas de gas se deba a un importante aumento en la viscosidad del fluido por enfriamiento

3. La mayor temperatura de separación favorece la resolución de espumas porque reduce la tensión superficial (G-L) y la viscosidad. Así como la temperatura favorece las colisiones entre gotas de agua en la deshidratación, también lo hace con las burbujas de gas liberado del crudo.

Las Siliconas (antiespumas). Fabricadas a partir de un material natural (cuarzo/arena) y luego de un complejo proceso de transformaciones, las siliconas no estuvieron comercialmente disponibles hasta 1943.

Actualmente, tienen una enorme cantidad de usos y es de interés su propiedad antiespumante.

Una de las siliconas más comunes es la PDMS o polidimetilsiloxanos, un polímero orgánico con esqueleto inorgánico.

Siendo solubles en hidrocarburos livianos, son fáciles de dosificar a la entrada del separador.

La mayor aplicación de las siliconas como antiespumante es en la separación gas-petróleo.

Por qué espuman los crudos:

Aunque no se ha encontrado correspondencia directa entre la viscosidad y la tendencia a espumar, existen cuestiones de composición vinculadas a la tendencia a espumar que se conocen desde 60 años atrás.

Para los crudos, la presencia de ácidos específicos y fenoles ha mostrado ser importante en la formación y estabilidad de las espumas.

Los materiales estabilizadores de espumas son ácidos carboxílicos de cadenas cortas (acético, propiónico, butírico) y fenoles.

Puntos de aplicación de compuestos químicos