Este documento presenta información sobre el manejo de la producción de hidrocarburos en superficie. Explica los sistemas de separación de aceite y gas, incluyendo separadores y estabilizadores. También cubre los procesos de almacenamiento, bombeo, tratamiento y otros aspectos clave de las instalaciones superficiales de producción de petróleo y gas.

1. APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE
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MMAANNEEJJOO DDEE LLAA PPRROODDUUCCCCIIÓÓNN EENN LLAA SSUUPPEERRFFIICCIIEE
CONTENIDO
I INTRODUCCIÓN.
II RECOLECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN.
III SEPARACIÓN DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS.
IV ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS PRODUCIDOS.
V MEDICIÓN DE FLUIDOS PRODUCIDOS.
VI MUESTRO Y ANÁLISIS DE LOS FLUIDOS MANEJADOS.
VII TRATAMIENTO DE CAMPO DE CRUDO Y GAS.
VIII AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL.
IX INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN MARINA.

2. APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE
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CAPITULO 1
IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN
I.1 Conocimiento general de las instalaciones superficiales a partir de los
pozos productores de aceite y gas.
La composición de la mezcla y las condiciones de presión y temperatura a las
que se encuentran los hidrocarburos en el yacimiento, son los elementos requeridos
para establecer si un yacimiento es de aceite negro, de aceite volátil, de gas y
condensado o de gas seco. De acuerdo con el tipo de yacimiento es la configuración
y las condiciones de operación del sistema para el manejo superficial de los
hidrocarburos producidos.
Entre los yacimientos de aceite se tienen básicamente dos tipos: de aceite
negro y de aceite volátil. Para el manejo superficial de los hidrocarburos producidos
por yacimiento de aceite volátil se requiere, además de los procesos utilizados para
aceite negro, la incorporación de sistemas para la estabilización del aceite y del gas
y para el manejo de los condensados.
En la Fig. I.l.a se muestra un diagrama de flujo del sistema de producción para
aceite volátil. La mezcla se recibe en un cabezal o múltiple de recolección; desde
donde se envía al sistema de separación gas-aceite. La corriente de aceite se pasa a
estabilización y desalado y queda disponible para bombearse a una refinería o a una
terminal para su exportación. La corriente de gas se pasa a rectificación,
recuperación de condensado, deshidratación y endulzamiento, quedando listo para
su compresión y envío a las plantas petroquímicas, a los centros de consumo o a
exportación. La corriente de condensados, compuesta por butanos y gasolinas, se
deshidrata y endulza antes de su envío a la refinería.

3. APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE
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I.2 Conocimiento general de las instalaciones de separaci6n de aceite y gas.
Para la separación de los hidrocarburos procedentes de yacimientos de aceite,
el equipo utilizado es el separador. Este puede ser de dos fases (líquidos y gas) o
tres fases (aceite, gas y agua). Los separadores de tres fases además de separar las
fases liquida y gaseosa, separa él liquido en aceite y agua no emulsionada en el
aceite. Sin embargo para separar el agua del aceite, ha sido más exitoso utilizar
equipos conocidos como eliminadores de agua.
Entre los separadores de dos fases, existen 3 diferentes tipos de acuerdo a su
forma: verticales, horizontales y esféricos. Para facilitar la selección del tipo de
separador más adecuado, de acuerdo con las características de los fluidos a
manejar, se dispone de la tabla 1.1 en que se presentan las ventajas y desventajas
de los separadores mencionados para diferentes condiciones de operación. Los
esféricos tienen aplicación limitada por su baja capacidad de manejo de fluidos.

4. APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE
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SEPARACIÓN
GAS-ACEITE
RECTIFICACIÓN
DEL
GAS
RECUPERACIÓN
DE
CONDENSADOS
DESHIDRATACIÓN
DE
CONDENSADOS
RECUPERACIÓN
DE
ACEITE
DESHIDRATACIÓN
Y
ENDULZAMIENTO
DEL GAS
ENDULZAMIENTO
DE
CONDENSADOS
ESTABILIZACIÓN
DEL
CRUDO
BOMBEO
DE
CONDENSADOS
DESHIDRATACIÓN
Y
DESALADO
DEL CRUDO
COMPRESIÓN
BOMBEO
DE
ACEITE
AGUA DE DESECHO
MÚLTIPLE
DE
RECOLECCIÓN
SALIDA DEL GAS
SALIDA
DEL
CONDENSADO
SIMBOLOGÍA:
ACEITE O CONDENSADOS
GAS
AGUA
SALIDA DEL
ACEITE
AGUA DE
DESECHO
FIG. I.1.a DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN PARA ACEITE VOLÁTIL

6. APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE
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SALIDA DEL GAS
SEPARACIÓN
GAS-ACEITE
DESHIDRATACIÓN
Y
ENDULZAMIENTO
DE GAS
ESTABILIZACIÓN
DE
CRUDO
COMPRESIÓN
BOMBEO
DE
ACEITE
DESHIDRATACIÓN
Y
DESALADO
DE CRUDO
RECUPERACIÓN
DE
ACEITE
MÚLTIPLE
DE
RECOLECCIÓN
AGUA DE
DESECHO
SALIDA
DEL ACEITE
AGUA DE
DESECHO
FIG. I.1.b DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN DE ACEITE NEGRO

7. APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE
TABLA 1.1
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES,
VERTICALES Y ESFÉRICOS.
HORIZONTAL VERTICAL ESFÉRICO
EFICIENCIA DE SEPARACIÓN. 1 2 3
ESTABILIZACIÓN DE FLUIDOS SEPARADOS. 1 2 3
ADAPTABILIDAD A VARIACIÓN DE CONDICIONES
(CABECEO).
1 2 3
FLEXIBILIDAD DE OPERACIÓN (AJUSTE DE NIVEL
DE LÍQUIDOS).
2 1 3
CAPACIDAD (MISMO DIÁMETRO). 1 2 3
COSTO POR CAPACIDAD DE UNIDAD. 1 2 3
MANEJO DE MATERIALES EXTRAÑOS. 3 1 2
MANEJO DE ACEITE EMULSIONADO. 1 2 3
USO PORTÁTIL. 1 3 2
INSTALACIÓN:
PLANO VERTICAL.
PLANO HORIZONTAL.
1
3
3
1
2
2
FACILIDAD DE INSPECCIÓN. 2 3 1
INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO. 1 3 2
1. Más favorable.
2. Intermedio
3. Menos Favorable
* Referencias al final del capitulo.
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8. APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE
1.2.1 Condiciones de separación.
Para establecer las condiciones de separación más apropiadas, de acuerdo con
las características de los fluidos producidos, el Ingeniero de Producción tiene que
considerar las siguientes variables de control: a) El tipo, tamaño y dispositivos
internos del separador, b) El tiempo de residencia del aceite, c) Las etapas de
separación, d) Las presiones y temperaturas de operación y e) El lugar de
instalación de los separadores. Es evidente que existe una combinación de estas
variables que permite obtener la separación requerida a un costo mínimo. La
selección de las condiciones de separación depende, fundamentalmente de los
objetivos de producción establecidos. Generalmente estos objetivos están
orientados a la obtención de:
1. -Alta eficiencia en la separación del aceite y el gas.
2. -Mayores ritmos de producción.
3. -Mayores recuperaciones de hidrocarburos líquidos.
4. -Menores costos por compresión.
5. -Aceite y gas estabilizados.
El diseño de un sistema de separación de gas-aceite depende en forma primordial
de la presión de vapor máxima que se fije en las bases de diseño, así como de la
composición de los fluidos producidos y su temperatura al llegar a la central de
recolección.
Para algunos aceites negros, pero sobre todo para aceites volátiles y
condensados, es recomendable el uso de equipos especiales en el campo (torres
estabilizadoras o calentadores), para conseguir la presión de vapor Reíd
requerida, obteniéndose otras ventajas adicionales. En algunos casos la
estabilización del aceite, además de reducir sus pérdidas por evaporación, permite
incrementar la recuperación de los hidrocarburos líquidos producidos, a
condiciones superficiales o estándar, (por unidad de volumen de aceite a
condiciones de yacimiento) remover H2S y reducir los costos por compresión.
La presión de vapor de un aceite que es descargado de un separador puede
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9. APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE
disminuirse aumentando la temperatura del separador o reduciendo su presión de
operación. La forma más simple de estabilizar un aceite volátil es mediante la
adición de un simple cambiador de calor. En este caso, el volumen de aceite
producido en el tanque de almacenamiento, se reduce ligeramente, por el
desprendimiento adicional de gas en el separador provocado por el incremento en
su temperatura. En compensación aumentará el volumen de gas natural, de gas
propano licuado y de gasolinas, permitiendo obtener un mayor rendimiento
económico por barril de aceite extraído (a condiciones de yacimiento).
Cuando se producen aceites volátiles o condensados, éstos se estabilizan
generalmente mediante el empleo de estabilizadores, similares al mostrado en la
Fig. 1.2. Un estabilizador es una columna fraccionadora, donde se vaporizan los
componentes ligeros, obteniéndose en el fondo el aceite o condensado
estabilizado. Estos equipos realizan esencialmente las mismas funciones que un
tren de separadores operando en serie con pequeños decrementos de presi6n.
Mediante el empleo de estabilizadores se obtienen producciones de líquidos
comparables en volumen y propiedades con las que se recuperan empleando de
cuatro a seis etapas de separación.
En algunos casos con el uso de torres estabilizadoras se han obtenido volúmenes
de líquidos en el tanque de almacenamiento, de 10 a 15% superiores a los
proporcionados por el uso de separadores convencionales.
1.3 Conocimiento general de las centrales de almacenamiento y bombeo.
El aceite crudo que proviene desde el yacimiento hasta la boca del pozo, es
enviado por una tubería de escurrimiento (descarga) a la Central de Recolección
(Batería) en donde se separa, mide, almacena, y una vez que se ha acumulado
una cantidad conveniente, se bombea por un oleoducto hasta la refinería para su
proceso industrial o bien para su exportación.
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10. APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE
Una batería en su forma más sencilla estaría conformada por tanques de
almacenamiento. Este tipo de instalación corresponde a los casos en que contiene
gas en proporción tan pequeña que no requiere separación y donde la
configuración del terreno permite al crudo descender por gravedad a lo largo del
oleoducto, hasta el punto de utilización (Refinería, exportación).
Pero no siempre el desnivel del terreno favorece el escurrimiento del aceite, así
que es necesario instalar bombas para impulsar el crudo desde los tanques de
almacenamiento hasta el oleoducto principal, y también acoplar equipo especial
para separar el gas del aceite en un punto intermedio entre los pozos y los
tanques de almacenamiento.
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11. APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE
El número de tanques de almacenamiento depende principalmente, de la
producción diaria que se maneje en la Batería, y de preferencia se debe dejar un
margen de seguridad para posibles pozos que se integren posteriormente.
La capacidad de los tanques es, normalmente igual a tres o cuatro veces el
volumen de aceite crudo que se produzca diariamente.
En un principio el almacenamiento se hacia en “presas de tierra”, pero pronto se
abandonó esta práctica, debido a las grandes pérdidas por evaporación y el
constante riesgo de incendio; Se sustituyeron por tanques de madera por ser los
más adecuados para almacenar crudos corrosivos, pero debido a su falta de
hermeticidad se intentó reemplazarlos por tanques de concreto reforzado que
evidentemente no resultaron prácticos ni económicos. Actualmente se utilizan
tanques de acero ya que las máximas pérdidas por evaporación son menores al
2% y cumplen con las especificaciones API para cualquier presión de trabajo.
Para seleccionar la mejor ubicación en que habrá de instalarse un tanque para
almacenamiento es necesario considerar con prioridad la configuración del
terreno, siguiéndole en importancia la determinación de la capacidad requerida
para satisfacer adecuadamente la producción esperada.
Por lo anteriormente expuesto, el objetivo de las centrales dé almacenamiento de
hidrocarburos parece ser, a primera vista, tan simple como el recibir hidrocarburos
para almacenarlos durante el tiempo que se requiera para su distribución. Sin
embargo debido a la gran volatilidad de la mayor parte de sus componentes, este
objetivo no puede cumplirse satisfactoria o plenamente a menos de que se
disponga de los elementos adecuados para impedir las pérdidas por evaporación
que se producen durante el llenado, vaciado y permanencia de los hidrocarburos
almacenados en los tanques. Esto da por resultado una variación considerable en
la cantidad y calidad del volumen recibido con respecto al volumen para entregar.
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12. APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE
1.4 Conocimiento general de los diversos tratamientos de campo requeridos
para el petróleo crudo y el gas.
La producción de los pozos petroleros está formada por hidrocarburos
líquidos (aceite), hidrocarburos gaseosos (gas natural) y agua salada en
proporciones variables, por lo que son necesarios los procesos de deshidratación
y desalado del crudo, los cuales son tratados a detalle en el capítulo IX.
Siendo el agua y el aceite fluidos no miscibles, cuando se ponen en contacto bajo
condiciones de turbulencia se forman dispersiones estables (emulsiones) de
ambos fluidos.
El tratamiento de las emulsiones se refiere a la separación de agua
dispersa en el aceite, antes de su refinación o venta, en la actualidad la
deshidratación de los crudos es una práctica común en la Industria Petrolera, lo
cual requiere de un conocimiento amplio de los mecanismos de emulsificación y la
influencia de algunos efectos físicos y químicos sobre el rompimiento de dichas
emulsiones.
Las principales impurezas o materiales contaminantes son el agua y sales
solubles e insolubles asociadas con ella.
Las sales solubles en agua consisten principalmente de sales de sodio, calcio y
magnesio, generalmente cloruros, aunque en algunas áreas se han encontrado
cantidades considerables de sulfatos.
El agua, las sales y los sólidos que acompañan al aceite afectan en múltiples
formas la refinación de crudo. Los principales daños que ocasionan son:
Corrosión: mientras más se acerque el desalado de los crudos al 100%, será
menor la proliferación de ácido clorhídrico (HCl) en la destilación. El HCl es muy
corrosivo. Los cloruros de fierro formados producen corrosión adicional, cuando
algunos ácidos orgánicos y ácido sulfhídrico (H2S) están presentes en el aceite,
bajo condiciones reductoras. Los cloruros de fierro reaccionan con el (H2S)
produciendo HCl; de donde se concluye que estos cloruros, al tener una doble
acción, deben reducirse a su mínima concentración posible.
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13. APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE
Abrasión : Mientras mayor cantidad de sólidos sean separados del aceite, será
menor la acción erosiva en los puntos de máxima velocidad y turbulencia, tales
como tuberías de alimentación de crudo, accesorios con desviación de flujo
(válvulas, codos, etc.) cambiadores de calor y bombas.
Taponamiento: Cuando se efectúa una eficiente limpieza del crudo, se depositan
menores cantidades de sales y otros sólidos en los cambiadores de calor y en el
equipo de destilación. En ocasiones la acumulación de parafina obstruye
totalmente el área de flujo.
Con la depositación de sólidos, la eficiencia en la transmisión de calor, en la
capacidad de fraccionado del crudo y su gasto disminuye al grado de
requerirse frecuentes limpiezas del equipo, aumentando los costos de tratamiento.
La complejidad de las emulsiones aumenta día a día debido al creciente empleo
de métodos de recuperación secundaria, que introducen cambios notables en las
características de las emulsiones por el efecto de los productos químicos
utilizados.
Cuando el aceite se exporta, el precio del crudo se ve afectado según el volumen
de impurezas presentes en él, tales como agua, sales y otros residuos.
Queda manifiesta la importancia de la deshidratación y desalado del crudo al nivel
más alto posible, mediante la selección apropiada del proceso y equipo de campo.
Los valores máximos generalmente aceptados son: 1.0% de agua y 100 LMB*
para manejarse en oleoductos, y 0.1% de agua y 10 LMB para refinería o
exportación.3
• LMB Libras de sal por cada mil barriles.
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14. APUNTES DE MANEJO DE LA CONDUCCIÓN EN SUPERFICIE
REFERENCIAS CAPITULO I
1) Frik C. Thomas.; “Petroleum Production Handbook”, Vol. II, SPE,19 62.
2) Garaicochea Petrirena Fco. y Nolasco M. Jesús.; “Criterios para seleccionar
las condiciones de separación de Aceite y Gas”, XVI Congreso AIPM.
3) Téllez I. José.; “Selección del Proceso y Equipo para Deshidratar y
Desalar Crudos”, Revista Ingeniería Petrolera, Octubre 1978.
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