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DATOS DE CATALOGACIÓN BIBLIOGRÁFICA
Villavicencio Palacios, Edgar Gustavo
Recolección, transporte y distribución del gas natural y el crudo.
Tomo IV
4ta. Edición
Colección: Maestría en Gestión en la Industria de los Hidrocarburos
U VIRTUAL Centro de excelencia
Santa Cruz – Bolivia
Enero, 2012

PRESENTACIÓN
Este curso tiene como objetivo principal el desarrollo formativo del participante, logrando
un entendimiento genérico referente a la Recolección, Transporte y Distribución de
Hidrocarburos, por este motivo se establece un libro base, el cual fue recopilado de varios
autores y artículos publicados en varias fuentes.
En el recorrido del mismo, se observarán varios términos en inglés, pues uno de los
objetivos, es introducir al participante en la jerga hidrocarburífera de manera que se
familiaricen con términos internacionales de uso común en la industria de los
hidrocarburos.
Se presenta un especial énfasis en la aplicación de normas y estándares internacionales
ampliamente utilizados en esta industria.
Creemos que con este tipo de publicación realizamos nuestro aporte para los profesionales
que desean incursionar en este rubro.
Edgar Gustavo Villavicencio Palacios

ÍNDICE
CAPÍTULO 1........................................................................................................... 1
RECOLECCIÓN DE HIDROCARBUROS .............................................................. 1
1.1. INTRODUCCIÓN. ................................................................................................................1
1.1.1. CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Y QUÍMICAS DEL PETRÓLEO....................................................2
1.1.2. EXTRACCIÓN DE CRUDO....................................................................................................9
1.2. PROCESOS DEL PETRÓLEO EN UNA ESTACIÓN DE FLUJO................................................15
1.2.1. MÚLTIPLES O RECOLECTORES DE ENTRADA....................................................................19
1.2.2. PROCESO DE SEPARACIÓN ..............................................................................................21
1.2.2.1. CONSIDERACIONES INICIALES .........................................................................................21
1.2.2.2. CONSIDERACIONES DE DISEÑO Y OPERACIÓN DE SEPARADORES ..................................22
1.2.2.2.1. MECANISMOS DE SEPARACIÓN Y DISPOSITIVOS.............................................................28
1.2.3 CALENTAMIENTO.............................................................................................................31
1.2.4. PROCESO DE DESHIDRATACION Y DESALACION..............................................................34
1.2.5. PROCESO DE ESTABILIZACION.........................................................................................35
1.3. FUNCIONES PRINCIPALES DE UNA INSTALACIÓN DE PRODUCCIÓN ...............................36
1.4. TANQUES DE ALMACENAMIENTO...................................................................................37
1.5. LABORATORIO. ................................................................................................................37
1.5.1. DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA.............................................................38
1.5.2. DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE AGUA Y SEDIMENTOS ........................................40
1.5.2.1. MÉTODO DE CENTRIFUGACIÓN ......................................................................................40
1.5.2.2. MÉTODO DE DESTILACIÓN ..............................................................................................40
1.6. DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE SAL .....................................................................42
1.7 TRANSPORTE DE CRUDO .................................................................................................42
1.8 TRATAMIENTO Y MANEJO DE GAS ..................................................................................42
1.8.1. TRATAMIENTO DE GAS....................................................................................................43
1.8.2. CABEZA DE POZO Y MÚLTIPLE DE DISTRIBUCIÓN ...........................................................44
1.9. DISPOSICIÓN DE GAS.......................................................................................................44
1.10. DISPOSICIÓN DE AGUA....................................................................................................45
1.11. CLASIFICACIÓN DE RESERVAS..........................................................................................46
1.12. EJEMPLOS NUMÉRICOS...................................................................................................48
1.13. CASO DE ESTUDIO ...........................................................................................................50
TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS ..............................................................55

2.1. INTRODUCCIÓN ...............................................................................................................55
2.2. CONCEPTOS BÁSICOS ......................................................................................................56
2.3. SISTEMAS DE TRANSMISIÓN EN DUCTOS........................................................................59
2.3.1. TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN EN TUBERÍAS DE GAS....................................................59
2.3.2. SISTEMA DE TRANSPORTE EN TUBERÍAS PARA HIDROCARBUROS LÍQUIDOS.................61
2.3.3. MEDICIÓN........................................................................................................................63
2.4. OPERACIÓN .....................................................................................................................65
2.4.1. PLANIFICACIÓN OPERATIVA ............................................................................................65
2.4.2. CONTRATOS Y SERVICIOS ................................................................................................68
2.4.3. SISTEMAS DE CONTROL / CONTROL DEL GAS .................................................................69
2.4.4. SUMINISTRO DE GAS .......................................................................................................72
2.4.5. TRABAJOS DE CAMPO......................................................................................................74
2.4.6. DETECCIÓN DE PÉRDIDAS – “LEAK”.................................................................................75
2.5. TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS................................................................75
2.5.1. BATCHING........................................................................................................................80
2.5.2. TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS................................................................................81
2.6. MEDICIÓN........................................................................................................................82
2.6.1. CONTROL OPERACIONAL.................................................................................................82
2.6.2. ELEMENTOS DE MANTENIMIENTO DE MEDICIÓN ..........................................................84
2.7. ORGANIZACIÓN DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS..............................85
2.8. CÓDIGOS, POLÍTICAS Y PROCEDIMIENTOS......................................................................86
CAPÍTULO 3..........................................................................................................91
MANTENIMIENTO, COMPRESIÓN Y BOMBEO..................................................91
3.1. ELEMENTOS DE MANTENIMIENTO.................................................................................92
3.2. GESTIÓN DE MANTENIMIENTO .......................................................................................94
3.2.1. DEFINICIONES IMPORTANTES .........................................................................................94
3.2.2. MANUALES DE CALIDAD..................................................................................................99
3.2.3. PLANIFICACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE MANTENIMIENTO...........................................100
3.2.4. MANTENIMIENTO PREVENTIVO ....................................................................................101
3.2.4.1. MANTENIMIENTO PREVENTIVO CLASE 1 (MPC1)..........................................................101
3.2.4.5. MANTENIMIENTO PREVENTIVO CLASE 5 (OVER HAUL) ................................................102

3.2.5. MANTENIMIENTO BASADO EN LA CONDICIÓN (PREDICTIVO) ......................................105
3.3. ANÁLISIS DE LAS ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS.............................106
3.3.1. CÓDIGOS REQUERIDOS PARA EL MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS ...............................108
3.3.1.1. ESTÁNDARES..................................................................................................................108
3.3.1.2. FRECUENCIA ..................................................................................................................109
3.3.2. DERECHO DE VÍA Y MANTENIMIENTO DEL LUGAR........................................................110
3.3.2.1. PATRULLAJE DE LAS TUBERÍA ........................................................................................112
3.3.2.2. PATRULLAJE AÉREO .......................................................................................................112
3.3.3. PROTECCIÓN DEL MEDIO AMBIENTE ............................................................................113
3.3.3.1. GUÍA DE SEGUIMIENTO.................................................................................................115
3.3.4. SÍMBOLOS Y SEÑALES....................................................................................................116
3.4. “PIGGING” O “CHANCHEO” EN DUCTOS .......................................................................118
3.4.1. TIPOS DE “PIGS”.............................................................................................................120
3.5. PROTECCIÓN DE DUCTOS / CONTROL DE CORROSIÓN .................................................122
3.6. COMPRESIÓN Y BOMBEO..............................................................................................124
3.6.1. DISEÑO DE ESTACIONES DE COMPRESIÓN Y BOMBEO .................................................127
3.6.2. SELECCIÓN DE LA UNIDAD.............................................................................................129
3.6.3. “LAYOUT” DE LAS TUBERÍAS DE UNA ESTACIÓN DE COMPRESIÓN...............................130
3.6.4. “LAYOUT” DE LAS TUBERÍAS DE UNA ESTACIÓN DE BOMBEO......................................133
3.6.5. SISTEMA DE UNIDAD DE CONTROL ...............................................................................136
CAPITULO 4........................................................................................................150
MEDICION Y TRANSFERENCIA DE CUSTODIA...............................................150
4.1. CONCEPTOS BÁSICOS ....................................................................................................151
4.2. TRANSFERENCIA DE CUSTODIA .....................................................................................158
4.2.1. LEYES Y NORMAS...........................................................................................................158
4.2.1.1. CARACTERÍSTICAS..........................................................................................................158
4.2.1.2. NORMAS DE INTERÉS ....................................................................................................158
4.2.1.3. APLICACIÓN ...................................................................................................................160
4.2.2. EL CONTRATO................................................................................................................160
4.2.2.1. DEFINICIÓN....................................................................................................................160
4.2.2.2. REQUERIMIENTOS CONTRACTUALES ............................................................................161
4.2.2.3. MEDICIONES..................................................................................................................161
4.2.2.4. VOLUMEN DEL PRODUCTO ...........................................................................................161
4.2.2.5. CALIDAD DEL PRODUCTO ..............................................................................................162

4.2.2.6. PUNTO DE ENTREGA......................................................................................................162
4.2.2.7. CONDICIONES DE OPERACIÓN ......................................................................................162
4.2.2.8. FACTURACIÓN, PAGO Y AUDITORÍAS ............................................................................163
4.2.2.9. CONTINGENCIAS............................................................................................................163
4.2.2.10. LA ESTACIÓN DE MEDICIÓN ..........................................................................................163
4.2.3. REQUERIMIENTOS GENERALES .....................................................................................164
4.2.3.1. CONDICIONES DE ENTREGA ..........................................................................................164
4.2.3.2. CERTIFICACIONES ..........................................................................................................165
4.2.3.3. AUDITORÍAS...................................................................................................................165
4.3. LA UNIDAD LACT O ESTACION DE MEDICIÓN................................................................166
4.3.1. ESPECIFICACIONES GENERALES.....................................................................................166
4.3.2. COMPONENTES PRINCIPALES........................................................................................168
4.3.2.1. MEDICIÓN DE LÍQUIDOS................................................................................................168
4.3.2.2. BOMBA DE TRANSFERENCIA (CARGA)...........................................................................168
4.3.2.3. FILTRO............................................................................................................................169
4.3.2.4. ELIMINADOR AIRE/GAS .................................................................................................170
4.3.2.5. SISTEMA TOMA MUESTRA ............................................................................................170
4.3.2.6. ACONDICIONAMIENTO DE LA MUESTRA.......................................................................172
4.3.2.7. MEDIDOR DE FLUJO.......................................................................................................172
4.3.2.8. MEDIDOR DE TURBINA..................................................................................................173
4.3.2.9. MEDIDOR TIPO CORIOLIS ..............................................................................................175
4.3.2.10. MEDIDOR ULTRASÓNICO...............................................................................................178
4.3.2.11. MEDICIÓN DE PRESIÓN Y TEMPERATURA .....................................................................180
4.3.2.12. COMPUTADOR DE FLUJO...............................................................................................180
4.3.3. MEDICIÓN DE GAS.........................................................................................................182
4.3.3.1. SISTEMA TOMA MUESTRA ............................................................................................182
4.3.3.2. MEDIDORES DE FLUJO...................................................................................................184
4.3.3.3. PLACA DE ORIFICIO........................................................................................................184
4.3.3.4. OPERACIÓN EN TRANSFERENCIA DE CUSTODIA............................................................187
4.3.3.5. BOLETA DE ENTREGA.....................................................................................................188
4.3.4. MANTENIMIENTO..........................................................................................................188
4.3.5. SISTEMA DE PRUEBA DEL MEDIDOR .............................................................................189
4.4. DISEÑO DE UNA ESTACION DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS.................190
4.4.1. ALGUNAS CONSIDERACIONES EN EL DISEÑO................................................................191
4.5. PROCESO DE CONFIRMACIÓN METROLÓGICA INDUSTRIAL..........................................192

4.5.1. CONFIRMACIÓN METROLÓGICA ...................................................................................193
4.5.2. CALIBRACIÓN.................................................................................................................194
4.5.2.1. INFORME DE CALIBRACIÓN (CERTIFICADO) ..................................................................195
4.5.3. VERIFICACIÓN METROLÓGICA.......................................................................................195
4.5.3.1. REQUISITO .....................................................................................................................196
4.5.3.1.1. EVALUACIÓN DE CONSISTENCIA....................................................................................197
4.5.3.1.2. VERIFICACIÓN................................................................................................................197
4.5.3.1.3. INSPECCIÓN...................................................................................................................198
4.5.3.1.4. EVALUACIÓN DE CONFORMIDAD..................................................................................198
4.5.3.1.5. DECISIONES Y ACCIONES ...............................................................................................198
4.5.3.1.6. AJUSTES .........................................................................................................................199
4.5.3.1.7. REPARACIÓN..................................................................................................................199
4.5.3.1.8. INFORME DE INSPECCIÓN .............................................................................................200
4.5.3.1.9. ANÁLISIS DE INTERVALO DE CALIBRACIÓN....................................................................201
CAPÍTULO 5........................................................................................................202
DISTRIBUCIÓN Y ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS .....................202
5.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................202
5.2. DEFINICIONES................................................................................................................203
5.3. ALMACENAJE Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS .....................................................207
5.3.1. TANQUES DE LAVADO (WASH TANK) ............................................................................208
5.3.2. ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS..............................................................209
5.3.3. CLASIFICACIÓN DE LOS RECIPIENTES SEGÚN SUS DISEÑOS ..........................................211
5.3.4. CLASIFICACIÓN DE LOS RECIPIENTES SEGÚN SUS FORMAS ..........................................215
5.3.5. CILINDROS PRESURIZADOS............................................................................................216
5.3.6. CILINDROS COMBINADOS. ............................................................................................217
5.3.7. CILINDROS ESBELTOS.....................................................................................................217
5.3.8. CLASIFICACIÓN DE LOS RECIPIENTES SEGÚN SU USO ...................................................217
5.3.9. MEDIDA DEL CONTENIDO DE LOS TANQUES.................................................................218
5.3.9.1. MÉTODO DE MEDICIÓN DIRECTA..................................................................................219
5.3.9.2. MÉTODO DE MEDICIÓN INDIRECTA ..............................................................................219
5.3.9.3. PROCEDIMIENTOS DE MEDICIÓN..................................................................................222
5.3.9.3.1. MÉTODO DE MEDICIÓN DIRECTA..................................................................................222
5.3.9.3.2. MÉTODO DE MEDICIÓN INDIRECTA ..............................................................................223
5.3.9.4. MEDICIÓN DE AGUA DE FONDO (AGUA Y SEDIMENTO LIBRES.....................................224

5.3.9.4.1. RAZONES PARA MEDIR EL AGUA DE FONDO.................................................................224
5.3.9.4.2. CUANDO MEDIR EL AGUA DE FONDO ...........................................................................224
5.3.10. ALMACENAJE DE GAS NATURAL....................................................................................225
5.4. CÓDIGOS Y ESTANDARES...............................................................................................230
5.5. ESPECIFICACIÓN DE GN PARA VENTA............................................................................230
5.6. TIPOS DE SERVICIOS Y CONTRATOS EN GN ...................................................................231
5.7. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN .........................................................................................234
5.7.1. FLUJO DE FLUIDOS POR TUBERÍAS ................................................................................234
5.8. COMPONENTES IMPORTANTES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN.................................237
5.8.1. PLANEACIÓN Y DIMENSIONAMIENTO DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN...................239
5.9. PROCEDIMIENTO PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE TUBERÌAS AL INTERIOR DE
EDIFICIOS 243
5.9.1. PRESIÓN DISPONIBLE DE LA COMPAÑÍA DE SERVICIO PÚBLICO...................................243
5.9.2. PÉRDIDA POR FRICCIÓN PERMISIBLE A TRAVÉS DEL SISTEMA DE LA TUBERÍA DE GAS 244
5.9.3 LONGITUD EQUIVALENTE PARA EL SISTEMA DE TUBERÍAS DE GAS..............................244
5.9.4 DEMANDA MÁXIMA PROBABLE (FACTOR DE SIMULTANEIDAD) ..................................245
5.10. MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN..................................................................................251
5.11. REDES CONCEPTUALES DE GAS NATURAL.....................................................................253
5.11.1. DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN DE GN ...................................258
5.11.2 .OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN.............................259

1
CAPÍTULO 1
RECOLECCIÓN DE HIDROCARBUROS
1.1. INTRODUCCIÓN.
El presente capítulo tiene por objeto introducir al estudiante en los conceptos referidos a la
recolección, tratamiento y transporte de petróleo y gas natural, lo que implica la descripción
de los principales aspectos que involucran a la operación, diseño y mantenimiento de
equipos e instalaciones de superficie para la producción de crudo comercial.
El crudo producido por las Operadoras de Campos Petroleros debe ser entregado limpio
(sin contenidos importantes de agua y sedimentos), en las estaciones de flujo, 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, estos procesos, son descritos en la Figura 1.1.

2
Figura 1.1. Tratamiento de crudo y gas natural.
1.1.1. CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Y QUÍMICAS DEL PETRÓLEO.
Todos los petróleos: livianos, medianos, pesados y extra pesados (generalmente llamados
crudos en la jerga diaria petrolera) tienen características, propiedades físicas y químicas que
a la vista sirven para distinguir y apreciar unos de otros. La composición del petróleo crudo
puede apreciarse en la Tabla 1.1.
Tabla 1.1. Composición del petróleo crudo.
Elemento Porcentaje en peso
Carbono 83 – 87
Hidrógeno 11 – 14
Azufre 0,05 – 2,5
Nitrógeno 0,1 – 2
Oxígeno 0 – 2
Nota: El azufre, nitrógeno y oxígeno son considerados como impurezas
Fuente: Elaboración propia.

3
Dentro de las características más sobresalientes del petróleo crudo vamos a mencionar las
siguientes:
Color: Generalmente se piensa que todos los petróleos crudos son de color negro
como los observados en la Figura 1.2., lo cual ha dado origen a cierta sinonimia y
calificativos como el de ―oro negro‖. Sin embargo, por transmisión de la luz, los
crudos pueden tener color amarillo pálido, tonos de rojo y marrón hasta llegar a
negro.
Por reflexión de la luz: Los crudos pueden parecer verdes, amarillos con tonos de
azul, rojos, marrones o negros. Los crudos pesados y extra pesados son negros casi
en su totalidad. El crudo más liviano o condensado, llega a tener un color
blanquecino, lechoso y a veces se usa en el campo como gasolina cruda.
Figura 1.2. Petróleo crudo.
Olor: El olor de los crudos es aromático como el de la gasolina, querosén u otros
derivados. Si el crudo contiene azufre tiene un olor fuerte y hasta repugnante, si
contiene sulfuro de hidrógeno, los vapores son irritantes, tóxicos y hasta mortíferos.

4
Para atestiguar la buena o rancia calidad de los crudos es común en la industria
designarlos como dulces o agrios. Esta clasificación tiene un significado
determinante entre petroleros vendedores y compradores de crudos, porque
inmediatamente enfoca ciertas características fundamentales del tipo de petróleo
objeto de posible negociación.
Densidad: Los crudos pueden pesar menos que el agua (livianos y medianos) o
tanto o más que el agua (pesados y extra pesados), de allí que la densidad pueda
tener un valor de 0,75 a 1,1. Estos dos rangos equivalen a 57,2 y -3 °API
(American Petroleum Institute).
La densidad, la gravedad específica o los grados API denotan la relación
correspondiente de peso específico y de fluidez de los crudos con respecto al agua.
La ecuación general de los grados API es la siguiente:
El hidrómetro API se basa en la densidad o gravedad específica de los crudos con
respecto al agua, donde un crudo de 10 °API tiene la misma gravedad específica que
el agua.

5
La clasificación de crudos por rango de gravedad API a 15,5 °C (60 °F) y su
relación con la densidad se resume en la Tabla 1.2.
Tabla 1.2. Densidad del aceite crudo.
Aceite crudo Densidad
(g/cm3
)
Densidad
(grados API)
Extra pesado  1,0 10,0
Pesado 1,0 – 0,92 10,0 – 22,3
Mediano 0,92 – 0,87 22,3 - 31,1
Ligero 0,87 – 0,83 31,1 – 39,0
Supe ligero  0,83  39,0
Fuente: Barberii, E.: 2010
En las negociaciones de compra venta, intercambio, reconstitución y mezcla de
crudos, el precio del metro cúbico o del barril de crudo está atado a la escala de
gravedad °API correspondiente. La décima de gravedad (°API) se paga aplicando la
fracción de precio que corresponda, según la calidad del crudo. Sin embargo para
realizar cálculos matemáticos no se utiliza esta medida, debe ser transformada.
[Fuente: Barberii, E.: 2010].
Bloque: Es la subdivisión del terreno en acres dedicada a la exploración y
producción. El bloque es generalmente definido en términos de latitud y longitud a
intervalos de un grado.
GOR (Gas Oil Ratio): Se refiere al contenido de gas respecto a crudo en el
yacimiento. Se puede dar como relación gas final/proceso-crudo final o como gas en
el separador prueba/crudo separador de prueba, de la misma forma, gas/crudo según
un ensayo normalizado.

6
Wor: Referente a la proporción agua-crudo que coexiste en el campo de
producción. Unidades de medida: barriles de agua por día (bwpd)/barriles de crudo
por día (bopd).
S&W o BS&W (Base sediment & water): Es el contenido de agua y sedimentos
en el crudo. Asimilado normalmente al contenido de agua.
Mawp: Máxima presión de trabajo permisible para la línea.
Flow line: Tubería que lleva el fluido desde la cabeza de pozo al colector o al
primer recipiente de separación.
Slug catcher: Recipiente o colector de líneas que absorben las pulsaciones de flujo
a grandes variaciones de volumen ocurridas a intervalos irregulares.
Pipeline: Tubería y equipos asociados utilizados para transportar los fluidos (gas o
crudo) resultantes de las instalaciones de producción.
Unidad lact (Lease Automatic Custody Transfer): Unidad que mide la cantidad
de crudo que entra o sale de un límite de batería determinado. Típico es el caso de
estaciones donde se reciben crudos de otras compañías, constituyéndose en
estaciones de paso (transferencia) o de almacenamiento temporal (custodia).
Rascador (PIG): Artefacto empleado para limpiar un ducto o para separar dos
líquidos transportados a lo largo de la línea. El rascador es insertado en el ducto y es
arrastrado por el flujo de aceite o gas. Un rascador inteligente está adaptado con
sensores que pueden detectar corrosión o defectos en la tubería.
Agua libre: Agua presente en el crudo no emulsionada. Se separa del crudo por
gravedad, sin necesidad de adición de productos químicos u otros medios.

7
Emulsión: Suspensión cuasi-estable de finas gotas de un líquido dispersas en otro.
La separación del agua emulsionada del crudo requiere un tratamiento con
productos químicos, calor, campos eléctricos, etc. que faciliten la coalescencia de
dichas gotas dispersas.
Satélite: Punto donde se unen líneas de producción de distintos pozos próximos,
situado geográficamente entre los pozos y las instalaciones de producción de crudo.
Índice de refracción: Se define como la relación de la velocidad de la luz al pasar
de uno a otro cuerpo. Medidos con un refractómetro, los hidrocarburos acusan
valores de 1,39 a 1,49.
Punto de ebullición: El punto de ebullición no es constante, debido a sus
constituyentes varía algo menos que la temperatura atmosférica hasta la temperatura
igual o por encima de 300 °C.
Punto de congelación: Varía desde 15,5 °C hasta la temperatura de -45 °C,
dependiendo de las propiedades y características de cada crudo o derivado. Este
factor es de importancia al considerar el transporte de los hidrocarburos en el
invierno y las tierras gélidas.
Punto de deflagración: Varía desde -12 °C hasta 110 °C. Reacción vigorosa que
produce calor acompañado de llamas y/o chispas.
Punto de quema: Varía desde 2 °C hasta 155 °C.
Poder calorífico: Puede variar entre 8.500 a 11.350 calorías/gramo. En BTU/libra
puede variar de15.350 a 22.000. (BTU es la Unidad Térmica Británica).
Calor específico: Es la relación de la cantidad de calor requerida para elevar la
temperatura de una unidad de masa de sustancia en un grado. Varía entre 0,40 y
0,52. El promedio de la mayoría de los crudos es de 0,45.

8
Calor latente de vaporización: Para la mayoría de los hidrocarburos parafínicos y
metilenos varían entre 70 a 90 kilocalorías/kilogramo o 130 a 160 BTU/libra.
Viscosidad: La viscosidad es una de las características más importantes de los
hidrocarburos en los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y
petroquímica.
La viscosidad, que indica la resistencia que opone el crudo al flujo interno, es
obtenida mediante varios métodos y es designada mediante varios valores de
medición. El poise o centipoise (0,01 poise) es definido como la fuerza requerida en
dinas para mover un plano de un centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual
área, separado por un centímetro de distancia entre sí y con el espacio relleno del
líquido investigado, para obtener un desplazamiento de un centímetro en un
segundo.
La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener desde 0,2 hasta más de
1.000 centipoises. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad
de los crudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a
crudos pesados y extra pesados.
Viscosidad relativa: Es la relación de la viscosidad del fluido respecto a la del
agua. A 20 °C la viscosidad del agua pura es de 1,002 centipoises.
Viscosidad cinemática: Es equivalente a la viscosidad expresada en centipoises
dividida por la gravedad específica, a la misma temperatura. Se designa en Stokes o
Centistokes.
Viscosidad Universal Saybolt: Representa el tiempo en segundos para que un flujo
de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio,
debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha
mantenido a temperatura constante.

9
1.1.2. EXTRACCIÓN DE CRUDO
Como se mencionó anteriormente, el presente capítulo no pretende realizar la descripción
de la exploración y explotación de hidrocarburos, sin embargo, para entender el
comportamiento de este producto, se realizará una breve descripción de la formación y
extracción de crudo.
El crudo se encuentra en la naturaleza en campos o estratos en volúmenes muy variables,
no suele hallarse en la misma zona en que se formó hace millones de años, sino que al ser
más ligero que el agua, ha ido migrando hacia la superficie a través de estructuras porosas
hasta encontrar capas impermeables que impidieron su progresión, evitando a su vez que
hubiesen escapado a la atmósfera. Allí quedó atrapado segregándose por densidades, de
manera que la capa más baja está ocupada por agua salada que en general contiene cloruro
de sodio y otras sales, la intermedia por crudo y la superior por gas.
En todos los yacimientos coexisten el petróleo y el gas natural, aunque predomine uno de
ellos. Esta relación entre el crudo y el gas es uno de los datos clave de todo yacimiento, se
denomina GOR (Gas Oil Ratio) y es determinante en el proceso de separación del crudo y
en la presión misma del campo.
Son múltiples las variables a considerar en los campos de producción que están
conformados por varios pozos, los cuales suelen tener diferentes composiciones. La
composición también puede variar entre zona y zona de una determinada formación, al
igual que cambia la composición de la corriente en la medida que declina la presión del
yacimiento.
Las condiciones de presión y temperatura dentro del campo son muy variables y sufren
modificaciones apreciables a medida que avanza la producción. Para que el crudo pueda
llegar a la superficie, ha de vencer la presión hidráulica de la columna de líquido que tiene
varios miles de metros, del orden de 4000 a 5000 m. Normalmente, al principio la propia
presión del yacimiento suele ser suficiente para que el petróleo fluya a la superficie, pero
con el tiempo esa presión irá disminuyendo (salvo en el caso de los campos con un GOR

10
muy alto, en los que tarda mucho tiempo en descender) y será necesario un medio adicional
para su extracción.
Dentro de los métodos de extracción asistida o secundaria el procedimiento más utilizado
actualmente es la inyección de agua bajo la capa de crudo para mantener su presión e ir
empujando el crudo hacia los pozos de extracción.
La densidad de la columna depende de varios factores: al ir decayendo la presión a lo largo
del tubo de extracción, el gas disuelto se separa y eso hace disminuir la densidad de la
mezcla, pero si aumenta la proporción de agua, aumenta también la densidad media.
La inyección continua de agua puede llevar en muchos casos a un gran aumento de la
relación agua – crudo (WOR). Para reducir la densidad de la columna y facilitar la
ascensión del crudo, es muy corriente reinyectar una corriente de gas, que puede ser
dióxido de carbono, nitrógeno o el propio gas de producción, en el fondo del tubo de
extracción (lifting). Ver Figura 1.3.
Figura 1.3. Extracción de crudo

11
También es posible inyectar parte del gas separado del crudo para ayudar a mantener la
presión y en algunos casos, en especial para crudos muy viscosos se inyecta vapor de agua.
Con la presión propia del yacimiento no se suele poder extraer más de un tercio del crudo
existente, pero con los procedimientos de mantenimiento de presión mencionados se puede
doblar esta recuperación.
Predecir el perfil de comportamiento del pozo no es tarea fácil, debido a la heterogeneidad
y desconocimiento de la geometría del yacimiento, se hace necesario aprovechar la
experiencia de las compañías de explotación las cuales tienen establecidos parámetros para
estimar la producción inicial y final del pozo en función del tiempo y en términos de
cambios de presión y caudal de recuperación de crudo. Estos estimativos son
fundamentales a la hora de emprender el diseño de los equipos, incluyendo la selección de
recipientes, tamaños de líneas y potencias de bombeo y compresión.
Por la naturaleza de la formación el agua asociada arrastra consigo sólidos tales como
arena, lodo, sales susceptibles a formar depósitos (bicarbonatos), sólidos disueltos y sólidos
libres. El aumento de 1% vol. S&W reduce la gravedad del crudo en 0.3°API.
Una vez terminada la perforación del pozo y comprobado que es productivo, se retira el
equipo de perforación y se introduce un tubo de revestimiento de unas diez pulgadas. La
cámara que queda en la pared exterior de este tubo y la interior de la perforación se recubre
de cemento. A continuación se introduce por el interior de este tubo otro tubo de unas tres
pulgadas, que llega hasta la capa de petróleo y que es el destinado a conducirlo hasta la
superficie.
Completada la colocación de elementos internos, se instala varias válvulas en la cabeza del
pozo, para permitir la regulación y bloqueo de los distintos conductos. Este conjunto de
válvulas se conoce como ―árbol de navidad‖.

12
Para la inyección de agua y gas se perforan diferentes pozos a los de producción. Los pozos
de cada campo se agrupan en puntos de recogida denominados ―satélites‖, en los cuales se
ensaya periódicamente la producción de cada uno de los pozos.
Las líneas colectoras hacen su recorrido hasta la unidad de separación siguiendo los
accidentes del terreno, por lo tanto, ha pasado por puntos bajos donde puede hacer
acumulación de depósitos corrosivos y agua salada. Debido a esto, periódicamente se
recomienda hacer limpiezas con rascadores (pig), y adición de productos inhibidores de la
corrosión. Un pozo de producción terminado consta de los siguientes elementos mostrados
en la Figura 1.4.
Figura 1.4. Pozo de producción terminado

13
1.2. ESTACIONES DE FLUJO
Una estación de flujo es donde se realiza el tratamiento del crudo que viene de las áreas o
campos de explotación, para su posterior traslado 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 para transportar el crudo desde los pozos hasta las
estaciones (Ver Figura 1.5). El método más común para transportar el fluido desde el área
de explotación a la estación es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las tuberías
de sección circular son las más frecuentes.
Figura 1.5. Proceso de recolección de crudo en un campo petrolero
El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones de producción petrolera
consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres componentes

14
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).
Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de producción, el
cual está formado por uno o varios cabezales.
Una vez recolectado en el tubo múltiple (Manifold), estos múltiples de producción son
construidos de manera tal, que permitan desviar la corriente total de la producción de un
pozo cualquiera, hacia un separador de prueba con el objeto de poder cuantificar su
producción.
El crudo, se envía a la etapa de separación donde se retiene un nivel de líquido específico
por un tiempo determinado, bajo condiciones controladas de presión y temperatura, esto
con el objeto de separar los hidrocarburos más livianos de los más pesados.
Al salir de esta etapa, el crudo va a deshidratación donde el sistema de calentadores eleva
su temperatura de entrada bajo un proceso de transferencia de calor, esto con el fin de
lograr una separación 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 separación de petróleo y agua, conocido como tanque de lavado, y de allí pasa a
los tanques de almacenamiento (Figura 1.5).
En los sistemas de baja presión (alrededor de 70 lpc) el gas proveniente de las estaciones de
flujo se suministra a la succión de las estaciones compresoras o también se suple como
combustible.
Cuando el gas proveniente de los separadores posee altas presiones (por ejemplo 1000 lpc)
se puede suministrar directamente a las instalaciones de gas para levantamiento artificial o
para la inyección de gas a yacimientos.
La ubicación deseable de los centros de recolección y almacenamiento debe considerar
prioritariamente:

15
 El volumen de fluidos que se producen.
 Las características de los pozos y las distancias que los separan.
 Los 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.
1.2. PROCESOS DEL PETRÓLEO EN UNA ESTACIÓN DE FLUJO
El proceso mostrado en la Figura 1.6. se puede dividir en las siguientes etapas: recolección,
separación, depuración, calentamiento, deshidratación, 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 gran 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 fluidos
provenientes de los pozos:
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 o clústeres.
Estos múltiples de petróleo están diseñados para desviar el flujo de un pozo
en específico a los separadores de prueba, que se utilizan cuando por causa
de variación en los parámetros de producción de un pozo particular, se
necesita someter su producción individual a medición y otras pruebas.

16
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.
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. 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.
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

17
decisiones más importantes de la compañía están basadas en los análisis
hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente
dependiente de la información de la prueba de pozos.
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.
6. Etapa de deshidratación y desalación 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.
7. Etapa de estabilización: Antes de proceder con el almacenamiento y
transporte a refinerías el crudo debe cumplir con especificaciones referidas a
la cantidad de ligeros tal que el transporte y el almacenaje de crudo sea
seguro.
8. 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.

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9. 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.
Figura 1.6. Diagrama del proceso

19
1.2.1. 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.
Se denomina línea de flujo (Ver Figura 1.7. y Figura 1.8), 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 (Manifold).
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 calcula 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.

20
Figura 1.7. Líneas de flujo sección a
Figura 1.8. Líneas de flujo sección b

21
1.2.2. PROCESO DE SEPARACIÓN
El fluido que recibe un separador puede presentarse en tres fases: Crudo, Agua (con arena)
y Gas, este fluido llega a la unidad mediante las líneas de flujo.
1.2.2.1. CONSIDERACIONES INICIALES
La primera etapa de separación en la unidad está condicionada, entre otras cosas, por el
WOR y el GOR del fluido que llega.
En los casos en los que tengamos un crudo con GOR elevado, habrá que prever un
recipiente pulmón o ―slug catcher‖ capaz de absorber las pulsaciones del flujo en fase
Líquido-Gas.
a) El contenido típico (que dependerá del número total de etapas y del WOR de
entrada a la unidad) de agua en el crudo de salida para el que se dimensiona la
primera etapa es del 10% en volumen.
b) Si el GOR no es elevado dicho volumen pulmón necesario para absorber las
pulsaciones en el flujo será menor, y este se puede incluir en la etapa de separación.
c) Cuando hablamos de un WOR elevado tendremos que necesariamente dimensionar
esta primera etapa de separación para un porcentaje de agua en crudo a la salida
mayor que el 10% en volumen, para que la primera etapa de separación no tenga un
tamaño excesivo. (Siempre existe una limitación en tamaño y peso de transporte).
d) El número total de etapas de separación de crudo-agua-gas está condicionado más
por el proceso de estabilización del crudo propiamente dicho que por la separación
crudo-agua (salvo cuando el WOR es elevado).
De manera general se puede decir que el contenido de agua en el crudo debe estar entre un
5 y10% en volumen para obtener una buena calidad de salida.

22
1.2.2.2. CONSIDERACIONES DE DISEÑO Y OPERACIÓN DE
SEPARADORES
Un separador como el de la Figura 1.9 es un recipiente cerrado cuya función es la
separación de los fluidos provenientes de pozos en componentes líquidos y gaseosos.
Figura 1.9. Separador
Un separador posee esencialmente las siguientes características y componentes:
1. Una vasija, la cual incluye:
 Un mecanismo de separación primaria.
 Sección secundaria o de asentamiento
 Extractor de niebla, para remover pequeñas partículas de líquido
del gas.
 Salida de gas

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 Sección de asentamiento de líquido, para remover gas o vapor del
aceite y agua si es trifásico.
 Salida de aceite
 Salida de agua, si es un separador trifásico
 Capacidad volumétrica de líquido adecuada.
2. Diámetro, altura y longitud adecuada.
3. Medio de control de nivel: El cual incluye un controlador y una válvula
controladora de nivel (LCV-Level Control Valve).
4. Un mecanismo de control de presión (controlador PCV –Pressure control
Valve)
5. Mecanismos de alivio de presión.
Los fluidos de pozo que ingresan a un separador son:
Crudo (6 a 50 ºAPI, viscosidades de 5.0 a 90.000 cp.)
Condensado (Puede existir en la formación como líquido o como vapor
condensable). La licuefacción de sus gases componentes ocurre por una
reducción en la temperatura del pozo a condiciones de operación de
superficie.
Gas Natural (Como Gas libre o como Gas en solución con gravedades
específicas entre 0.55 y 0.90, viscosidades entre 0.011 a 0.024 cp. a
condiciones estándar).
Hidrocarburos condensables con gravedades específicas entre 0.55 a 4.91
y viscosidades desde 0.006 a 0.011 cp. a condiciones estándar.
Agua (Como vapor o líquido; libre o emulsionada)

24
Impurezas (Gaseosas como N2, CO2, H2S y otros diferentes a
hidrocarburos. Líquidas como agua y parafinas. Sólidas como lodo de
perforación, arena, cieno y sal).
Las Funciones Primarias de un separador son:
Remoción de Crudo del Gas, llevada a cabo generalmente por la
DIFERENCIA DE DENSIDADES (para lo cual la velocidad de la
corriente debe ser lo suficientemente baja para lograr un buen tiempo de
retención y cumplir una buena separación) y por el uso de un mecanismo
conocido como EXTRACTOR DE NIEBLA con variados diseños, el
cual puede usar uno o más de los siguientes métodos: choque, cambio de
dirección de flujo, cambio de velocidad de flujo, fuerza centrífuga,
coalescencia, y filtración
Remoción de gas del Crudo, la cantidad de gas en solución que un crudo
puede contener depende de las propiedades físico-químicas del crudo y
de las condiciones de presión y temperatura en las que este se encuentre,
por consiguiente, el volumen de gas que un separador podrá remover al
crudo en función a las propiedades físico-químicas del crudo, de la
presión y temperatura de operación, del caudal que se encuentra
manejando, del tamaño y configuración del separador, etc.
El caudal y la profundidad del líquido, determinan el tiempo de retención
del fluido, el cual es fundamental para lograr una buena separación; este
debe dudar de 1 a 3 minutos, a menos que se estén fluyendo crudos
espumosos, donde habría que tener tiempos de retención de 5 a 20
minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y del diseño del
separador. Los métodos usados en separadores para remover gas de
crudo son:

25
 Asentamiento (tiempo de retención).
 Agitación (moderada y controlada para causar la
coalescencia y separación de las burbujas de gas en menos
tiempo).
 Baffling (deflectores en la trayectoria del crudo).
 Calentamiento (reducción de la tensión superficial y la
viscosidad del aceite ayudando a la liberación del gas).
 Químicos (para reducción de la tensión superficial,
reducción de la tendencia a formación de espuma.
 Silicona (usada para este propósito en pequeñas
cantidades)
 Fuerza centrífuga (el aceite pesado es forzado hacia las
paredes del remolino, mientras que el gas permanece en
su centro, logrando la separación.)
Separación de agua del crudo, la cual se puede lograr por medio de
QUÍMICOS y por SEPARACIÓN GRAVITACIONAL.
Las Funciones secundarias de un separador son:
Mantener una presión óptima, para garantizar la entrega de fluidos hacia
otros equipos o tanques de almacenamiento.
Mantener un nivel óptimo, para garantizar un sello que evite la pérdida
de gas en aceite.

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Problemas especiales encontrados en la separación:
Crudos espumosos: Al reducir la presión en ciertos tipos de crudos,
burbujas de gas son encapsuladas en una delgada película de aceite,
cuando el gas en solución trata de liberarse. En otros tipos de crudo, la
Viscosidad y la Tensión superficial del aceite pueden atrapar el gas por
un efecto similar al de la espuma. La espuma no debe ser estable por
largos periodos de tiempo, a menos que un agente espumante esté
presente en el aceite.
 El crudo tiende a formar espuma cuando tiene gravedades API
menores de 40º, temperaturas menores de 160ºF, aceites viscosos
con valores mayores a 53 centipoises (cp.). Los crudos
espumosos no pueden ser medidos apropiadamente con
medidores de desplazamiento positivo o con medidores
volumétricos convencionales. Para atacar el problema, se utilizan
elementos desgasificadores a la entrada del separador, el cual
agita el fluido removiendo el gas y rompen las burbujas de
espuma. Platos rompedores de espuma son utilizados a lo largo
del separador, en los cuales la parte inmersa en el aceite rompe la
espuma y la parte que se encuentra sobre el aceite, atrapa las
gotitas de crudo que puede llevar el gas.
Parafinas: Su presencia reduce la eficiencia de separación debido a que
puede ocupar algún espacio de la vasija o taponar los espacios del
extractor de niebla. Esta puede ser removida usando vapor o solventes.
Arena, Cieno, Lodo, Sal, Etc.

27
Corrosión: Los fluidos de pozo pueden llegar a ser muy corrosivos y
causar daño al equipo. Los dos principales agentes causantes de la
corrosión son le CO2 y el H2S. Estos gases pueden estar presentes desde
trazas hasta 40 a 50% de gas en volumen.
En cuanto a las fases a separar pueden ser bifásicos o trifásicos.
Bifásicos cuando la separación que se logra es de líquido y gas. Son
trifásicos cuando separamos petróleo, agua y gas; estos últimos son
usados generalmente cuando se trabaja con crudos livianos y no se
presentan emulsiones.
En cuanto a su posición pueden ser horizontales o verticales.
Los verticales son usados cuando hay una relación gas – aceite
(GOR) baja y en pozos que exista producción de arena. Los
horizontales pueden manejar GOR más altos. En cuanto a su
utilización, una facilidad puede tener separadores de prueba,
generales, de alta y de baja presión.
Durante la separación se pueden presentar algunos problemas como:
ARRASTRE (CARRY OVER), el cual puede ser causado por un alto
caudal, nivel alto en el separador, baja presión de operación, acción
de ondas generadas al interior del separador y/o por presencia de
espuma.
POBRE SEPARACIÓN, causada posiblemente por alta presión en el
separador y/o alta viscosidad de crudo.

28
1.2.2.2.1. MECANISMOS DE SEPARACIÓN Y DISPOSITIVOS
Los mecanismos de separación son físicos y mecánicos. Los físicos son la segregación, la
fuerza centrífuga y los mecánicos son dispositivos que generalmente actúan sobre la fase
líquida y permiten escapar la fase gaseosa o contribuyen a una mejor separación por efecto
de la gravedad o la fuerza centrífuga.
Dentro de los dispositivos que facilitan la separación tenemos:
1. Centrífugos: Son difusores que someten el flujo de entrada al separador a una
fuerza centrífuga, la cual permite una separación primaria del gas y del líquido por
la diferencia de densidades.
El líquido cae hacia la parte inferior del recipiente con alguna cantidad de gas
atrapada, y el gas se dirige hacia la parte superior con algunas gotas de líquido.
2. De asentamiento: Esta es una gran sección o área de asentamiento que permite el
escape o salida del gas de la parte líquida. Controlando el nivel de líquido dentro del
separador, impedimos que dicho nivel suba hasta la salida de gas.
3. Eliminador de grumos: Conocido también como extractor de niebla, este se
encarga de retirar las gotas de crudo que no han sido separadas del gas, por medio
de unas mallas contra las cuales choca el flujo de gas causando un rompimiento que
permite la acumulación de pequeñas gotas de líquido en la malla, las cuales
finalmente se precipitan hacia la parte inferior del separador.
4. Drenajes: Son instalados en la parte inferior de las vasijas y controlados
automáticamente por medio de flotadores. Los drenajes permiten la salida de agua,
arena y algunas impurezas que entran con la fase líquida al separador.
5. Bafles, platinas y flotadores: Facilitan la separación y acumulación de las fases,
así como también la operación de los controles.

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6. Visores, válvulas, reguladores, válvulas de seguridad, manhole: Son dispositivos
externos. Los visores son hechos de tubos de vidrio con los cuales se puede apreciar
los niveles de crudo y agua.
Las válvulas controlan los diferentes flujos. Los reguladores son utilizados para el
control de las presiones y flujos del separador. Las válvulas de seguridad son
mecanismos que protegen el sistema de sobre presurizaciones causadas por
taponamiento de válvulas o mal funcionamiento de controles.
El ―manhole‖ es una compuerta lateral para facilitar el acceso, con el fin de realizar
inspecciones y/o reparaciones en la parte interna del separador.
7. Ánodos de protección catódica: Son dispositivos especiales para evitar la
corrosión de los separadores por efecto del oxígeno y del agua salada.
Separadores verticales
Los separadores verticales mostrados en la Figura 1.10. son usados para relaciones gas /
aceite de bajas a medias y donde el espacio es limitado. El control de nivel no es crítico.
Puede manejar sin mucho problema cantidades apreciables de arena. Más fácil de
limpiar. Mayor cantidad de surgencia de líquido. Menos tendencia a la re vaporización
de líquido. Están compuestos por:
Sección primaria: Es la sección ubicada inmediatamente a la entrada del
separador. En ella ocurre la primera separación de las fases por acción de la
gravedad y la fuerza centrífuga.
Sección secundaria: En esta sección el mecanismo de separación es la
gravedad. Gotas de líquido que viajan con el gas caen por gravedad a la fase
líquida.
Sección acumuladora de líquido: El líquido al ser más pesado que el gas cae
mientras el gas trata de salir por la parte superior. El líquido se va así

30
acumulando en la parte inferior del separador y permanece en un periodo de
tiempo reposo permitiendo que el gas atrapado en el ascienda. Este tiempo es
conocido como TIEMPO DE RETENCIÓN.
 En el caso de separadores trifásicos, en esta sección se presenta también
la separación de agua y crudo.
Sección extractora de humedad: Esta sección se encarga de retirar las gotas de
líquido que no se han precipitado en las secciones anteriores. Esta operación es
llevada a cabo por unos filtros donde debido a su configuración, quedan
atrapadas pequeñas gotas de líquido y liberando gas. Al irse acumulando estas
gotas de líquido, su peso va aumentando hasta caer hacia la fase líquida
Figura 1.10. Separadores verticales

31
Separadores horizontales
Usado con éxito para manejar crudos espumosos y altas relaciones gas - aceite. Es menos
costoso que un separador vertical de igual capacidad. Su área de interface gas / líquido es
mucho mayor, lo que permite mayores velocidades de gas.
Es más fácil de transportar, es más eficiente y económico para procesar grandes cantidades
de gas. Su diámetro es más pequeño para manejar una cantidad de gas dada.
Los separadores bifásicos son idénticos a los trifásicos excepto por el compartimiento de
agua, un control de nivel extra y válvula de drenaje.
Separadores esféricos
Tiene la ventaja de ser más barato que los verticales y los horizontales, más compacto que
los otros tipos, de la misma forma, es más fácil de drenar y limpiar.
1.2.3 CALENTAMIENTO.
El calentamiento de las mezcla crudo-agua se realiza con el fin de facilitar la deshidratación
del crudo hasta la especificación deseada en la salida del tratamiento de deshidratación, en
ocasiones, es también aprovechado para conseguir la estabilización del crudo.
En un calentador como el mostrado en la Figura 1.11., el calentamiento se suele realizar a
la entrada de la deshidratación del crudo o bien entre etapas de separación de crudo-agua
por gravedad.

32
En el proceso de calentamiento, cuando ya el contenido de agua en el crudo ha sido
reducido de manera considerable debido a los siguientes motivos:
 A mayor contenido de agua mayor gasto en calentamiento
 A mayor contenido en agua mayores posibilidades de deposición de
sales.
La temperatura de tratamiento estará en el rango de 50-100°C. Esta temperatura de
tratamiento tendrá que ser un compromiso entre la temperatura adecuada para el
tratamiento de la emulsión, la máxima aceptable para evitar pérdidas de crudo, y la máxima
aceptable para evitar deposiciones de sales.
El tratamiento de las emulsiones se ve favorecido por el calentamiento por las siguientes
razones:
 Disminución de la viscosidad del crudo
 Aumento de colisiones entre gotas
 Aumento en la diferencia de densidades
 Distribución más uniforme de los agentes desemulsificantes
 Reduce la posibilidad de formación de depósitos de agentes
emulsificantes como las ceras y parafinas.
Este calentamiento puede ser realizado de manera directa o indirecta:
La manera directa consiste básicamente en el calentamiento mediante un tubo en el
que se produce una combustión, en unos quemadores, del propio crudo, diesel o fuel
gas. Por contacto directo de dicho tubo con la emulsión se consigue el
calentamiento de esta.
La manera indirecta de calentamiento convencional de una corriente mediante un
intercambiador de carcasa-tubos, utiliza como medio calefactor cualquier fluido
térmico o el propio crudo deshidratado caliente que va al almacenamiento.

33
Figura 1.11. Calentador
Los instrumentos que controlan el proceso de calentamiento del petróleo son:
Válvula Térmica: Regula el flujo de gas que llega hasta los quemadores,
con la finalidad de mantener la temperatura del petróleo entre los rangos
requeridos.
Manómetro: Mide la presión del interior del calentador.
Termómetro: Mide la temperatura del petróleo contenido en el calentador.
Regulador de presión: Regula el flujo del gas combustible necesario para
el funcionamiento del calentador.

34
1.2.4. PROCESO DE DESHIDRATACIÓN Y DESALACIÓN
Como se mencionó en los párrafos anteriores, las primeras etapas de separación, se diseñan
para separar el agua libre (no emulsificada) que provienen de los pozos, en principio, sin
adición de químicos, calor, etc. Es decir, simplemente mediante el tiempo de residencia.
En esta etapa, tendremos que alcanzar finalmente la especificación del crudo de venta para
lo cual se tendrá que tratar el mismo con métodos más rigurosos con el fin de romper las
emulsiones formadas. Para esto tendremos que pensar en utilizar calor, químicos
desemulsificantes, y campos eléctricos para conseguir el objetivo.
La comercialización del petróleo crudo tiene como destino final su destilación en refinerías.
Estas para poder efectuar su proceso, en la forma más viable y económica posible, exigen
determinadas condiciones de calidad del petróleo crudo, de manera especial en lo
relacionado a su contenido de agua, sal y sedimentos, más conocido como BS&W.
La sal causa deterioro en oleoductos y refinerías, debido a su alto poder corrosivo y los
sedimentos ocasionan problemas en los procesos de destilación. Por consiguiente, es
fundamental que una refinería cuente con los mecanismos y equipos que garanticen la
entrega de un crudo con un mínimo de impurezas, cuyos valores son definidos por entes
gubernamentales o compradores.
En la mayoría de los campos de petróleo, el agua se produce asociada con el petróleo. Su
producción se incrementa con la vida productiva del campo, ya que esta trata de invadir los
espacios que inicialmente se encontraban con hidrocarburos. El agua así producida puede
clasificarse en dos categorías: la primera como agua libre, que es la de fácil separación (por
simple diferencia de densidades hay separación) y la segunda el agua en emulsión, que es
aquella que no puede separase por simple decantación, sino que hay que recurrir a otros
métodos de tratamiento como son tratamiento químico, térmico, eléctrico, filtración,
centrífugo, y tratamientos combinados, con los cuales eliminamos las emulsiones. Las
emulsiones contienen alto contenido de sal y son las causantes de la mayoría de los
sedimentos.

35
1.2.5. PROCESO DE ESTABILIZACIÓN
Una de las especificaciones que ha de cumplir el crudo de venta es el de tener una cantidad
de ligeros tal que el transporte y almacenaje del crudo sea seguro. La manera de cuantificar
estos es mediante la presión de vapor Reid (RVP) del crudo. Así esta, tendrá que ser como
máximo 10-12 psia.
La separación de estos ligeros del crudo se puede realizar de varias maneras:
 Varias etapas de separación (flashes) desde la presión de flujo de los pozos
hasta presión atmosférica.
 Columna de estabilización combinada con separaciones previas.
 Calentamiento en algún momento de la separación para desprender ligeros.
Se tratará de separar la cantidad de ligeros necesarios y suficientes para disminuir la presión
de vapor Reid a la especificación, minimizando las ―perdidas‖ de crudo final. Para esto
último convendrá minimizar la pérdida de butanos y más pesados en el gas.
En el caso de crudos con GOR alto y con alto contenido en H2S es posible sustituir la
última etapa de separación con una columna de estabilización.
Con esta columna se consigue un ajuste más fino de la RVP maximizando la producción de
crudo, disminuyendo también los consumos de potencia de los compresores, puesto que
entre otras cosas, la presión habitual de operación de la columna se encuentra entorno a los
100-160 psia.
En cuanto al contenido de H2S es necesario mencionar que, normalmente la restricción de
este en el crudo de venta está en torno a 10-60 ppmw. En el caso de crudos con alto
contenido en H2S se justifica el uso de este tipo de columnas para reducir el H2S.

36
Estas columnas suelen tener las siguientes características:
 Número de platos reales: 20-25
 Presión de Operación: 110-160 psia
 Temperatura de fondos: 200-400 °F
A la hora de sustituir la última etapa de separación por estas columnas estabilizadoras,
habrá que hacer un análisis de los costos de inversión frente al ahorro en compresión de
gas.
1.3. FUNCIONES PRINCIPALES DE UNA INSTALACIÓN DE
PRODUCCIÓN
Las actividades que se realizan en una instalación de producción son básicamente referidas
a separar la corriente del pozo en tres componentes: petrolero, gas y agua. Del mismo
modo, procesar las mismas en algunos productos comerciales o disponer de ellos de una
manera ambientalmente aceptable.
La estación de flujo y recolección de la producción de los pozos está compuesta por un
grupo de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición, tratamiento,
almacenamiento y despacho del petróleo.
Desde el cabezal de cada pozo arranca la tubería de flujo que, tendida sobre el suelo, llega a
una determinada estación de recolección, diseñada para recibir la producción de cierto
número de pozos.
El diámetro de cada flujo ducto corresponde al máximo volumen de producción que se
planea manejar, como también las características del crudo, especialmente la viscosidad y
la presión del flujo natural en el cabezal.

37
Existe una variada selección de diámetros de tuberías para satisfacer todos los
requerimientos. Generalmente, los diámetros nominales más utilizados están entre 50,8 y
101,6 milímetros o sea de 2 a 4 pulgadas. Diámetros mayores pueden ser requeridos para
manejar altos volúmenes de producción o petróleos muy viscosos.
Todos los elementos del cabezal: bridas, sellos, adaptadores, crucetas, colgadores, pernos y
dispositivos adicionales como válvulas y emplazamiento de reductores o estranguladores
son manufacturados según normas API y catalogados para funcionar bajo la acción de
presiones cuyo rango va de 140 a 1.400 kg/cm2.
1.4. TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Son depósitos cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los tanques de
lavado y de esta manera albergar el crudo que será bombeado al Patio de Tanques Principal,
cumpliendo con las especificaciones de calidad (% A y S), caso contrario, serán devueltos a
los calentadores.
Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos
eficientemente. El diseño y la construcción de estos tanques dependen de las características
físico-químicas de los líquidos por almacenar.
Este tema será ampliamente tratado en el capítulo 5 del presente texto de estudio.
1.5. LABORATORIO.
En campos de petróleo, se lleva a cabo ciertas pruebas a los fluidos con el fin de verificar
su calidad y realizar los controles pertinentes.
Para determinar la calidad del crudo específicamente, se requiere tomar muestras para
llevarlas al laboratorio y analizarlas. Estas muestras pueden ser tomadas en los tanques o en
la línea. El muestreo en los tanques se lleva a cabo por medio de ―ladrones‖ o ―botellas‖,

38
aunque algunas veces el tanque posee válvulas o grifos ubicados lateralmente para tal
propósito.
El ladrón es un recipiente cilíndrico de aproximadamente 15 in de longitud cuyo fondo es
una especie de válvula de mariposa que puede abrirse o cerrarse completamente.
El cilindro unido a una cuerda es bajado desde el techo del tanque hasta el nivel donde se
desea tomar la muestra.
Durante el descenso, la válvula se encuentra abierta, Una vez llegada al nivel deseado, La
válvula es cerrada halando el ladrón hacia arriba y se procede a subir la muestra hacia la
superficie.
1.5.1. DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA
La gravedad específica es determinada con un instrumento llamado HIDRÓMETRO o
Termo hidrómetro como el mostrado en la Figura 1.12.
Para iniciar la determinación la muestra de crudo es depositada en un recipiente cilíndrico
con un diámetro de al menos 1 pulgada mayor que el del hidrómetro y una profundidad
suficiente para que la distancia de su fondo a la base del instrumento sea también de al
menos 1 pulgada. Se debe tomar en cuenta que este recipiente debe estar limpio y seco
antes de vaciar la muestra.
El hidrómetro (limpio y seco) se introduce cuidadosamente en el recipiente, luego se suelta
y se deja en reposo flotando libremente (separado de las paredes del cilindro). La gravedad
API al próximo de 0.1 ºAPI es leída por la parte inferior del menisco debido a la tensión
superficial del líquido, este intenta pegarse a las paredes del recipiente, dando la impresión
visual de un nivel superior. Por tal razón lea el punto más bajo de la figura cóncava
formada por la tensión superficial alternando la temperatura que corresponde a la ºAPI
tomada.

39
Finalmente, corrija el valor de ºAPI a 60ºF y repórtelo, usando tablas de corrección por
temperatura, las cuales deben estar disponibles en el laboratorio. Si necesita calcular la
gravedad específica, use la fórmula:
Gravedad Específica = 141.5 / (131.5 + ºAPI)
Si necesita calcular la densidad del crudo, use la fórmula:
g= 62.4 * Gravedad Específica
Donde g es la densidad del crudo en lb/ft3
Figura 1.12. Equipo para medir gravedad API

40
1.5.2. DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE AGUA Y
SEDIMENTOS
Para determinar el contenido de agua y de sedimentos, existen dos métodos: método de
centrifugación y de destilación. El primero es el más usado ya que el segundo solo
determina la cantidad de agua. La muestra del primer método puede ser tomada en
cualquier punto de la facilidad, mientras que en el segundo caso, se recomienda que se
tome después de que haya pasado por la unidad LACT en un punto de aguas debajo de los
filtros.
1.5.2.1. MÉTODO DE CENTRIFUGACIÓN
En un tubo de centrífuga aforado a 100% primeramente, introduzca 50 cc. de muestra,
agregue 50 de solvente (benzol, toluol, gasolina blanca, gasolina de aviación, etc.),
centrifugue por 10 minutos a 1500 RPM, lea el contenido de agua y sedimentos y
finalmente, multiplique este valor por 2.
1.5.2.2. MÉTODO DE DESTILACIÓN
Prepare una mezcla de solvente y muestra igual al método anterior. Conecte el recipiente
con la mezcla a una trampa, la cual consta de dos partes, la superior que es un condensador
y la inferior que es la trampa propiamente dicha. El condensador, consta de dos tubos
concéntricos, el interior está conectado a la trampa y el exterior posee dos posibilidades de
conexión, una en la parte superior y otra en la parte inferior. Una para la entrada de agua y
otra para la salida del agua que actúa como refrigerante.
Se monta este sistema sobre un calentador eléctrico. Al cabo de poco tiempo, empiezan a
salir vapores los cuales al pasar por el condensador se vuelven líquidos y caen a la trampa.
Este proceso puede ser apreciado en la Figura 1.13.

41
Terminada la prueba, en la trampa hay un destilado que es agua e hidrocarburos.
Conociendo el volumen de agua en la trampa y la cantidad de crudo que se usó, se puede
determinar el BS&W de la siguiente manera:
BS&W = (Volumen de agua / Volumen de crudo) * 100
La cantidad de muestra depende del contenido de agua presente, pues en la trampa
solamente se pueden medir hasta 10 cc. de agua.
Figura 1.13. Equipo para determinar contenido de agua por destilación

42
1.6. DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE SAL
A partir de la cantidad de agua obtenida en la toma de BS&W, se puede encontrar la
concentración de cloruros por medio de titulación y posteriormente aplicar la fórmula:
Salinidad del agua en ppm Cl- = 173 * Libras de sal por cada
1000 bbls de crudo / BSW
1.7 TRANSPORTE DE CRUDO
El crudo estabilizado y cumpliendo con las especificaciones de venta es transportado a
través del oleoducto hasta el límite de batería que puede ser directamente la refinería o un
terminal de almacenamiento para su posterior transferencia.
1.8 TRATAMIENTO Y MANEJO DE GAS
Como mencionamos anteriormente en la introducción del curso, el objetivo principal de
una instalación de producción de crudo es de tratarlo para alcanzar las especificaciones de
venta del mismo. Derivado de este tratamiento se genera gas, el cual en la mayoría de los
casos ha de ser tratado y comprimido.
Las razones por las que el gas debe seguir este proceso son, de manera general:
 Minimización del quemado de gas en la antorcha
 Generación de electricidad y utilización en sistemas de recuperación de
calor
 Extracción de crudo mediante bombeo neumático (Gas Lifting)
 Inyección de gas en bolsa para mantener su presión
 Venta del gas

43
1.8.1. TRATAMIENTO DE GAS
El gas generado en la separación puede ser tratado por distintas razones y de distintas
maneras. De manera general, las razones por las que el gas de producción puede ser
sometido a tratamiento son:
1 Evitar formación de Hidratos
2 Evitar corrosión
3 Conseguir especificación de venta
Evitar formación de hidratos: Ciertos gases como metano, etano, propano, isobutano,
dióxido de carbono, etileno y acetileno, así como el gas natural, en contacto con agua
pueden formar hidratos en fase sólida en determinadas condiciones.
Estos compuestos sólidos provocan problemas en compresores, válvulas y en otros
elementos móviles por erosión. También provocan atascos en tuberías a presión sin
circulación por la bajada de temperatura durante la noche.
Para que podamos tener formación de hidratos tendrán que darse dos circunstancias
a la vez:
Que el gas se encuentre a la temperatura y presión adecuada para la formación de
hidratos.
Que el gas se encuentre por debajo del punto de rocío del agua en el gas para esa
presión.
Para evitar la formación de estos hidratos sólidos podremos tomar las siguientes
medidas:
 Deshidratar el gas para que el punto de rocío del agua en el gas sea menor
que la mínima temperatura posible

44
 Reducir la presión por debajo de la del equilibrio en la formación del hidrato
a la temperatura mínima posible (incluida la temperatura ambiente
nocturna).
 Añadir un inhibidor de formación de hidratos como el metanol cuando sea
posible, en el caso de sistemas donde la formación de hidratos pueda ser
puntual. Su acción se basa en la disminución de la temperatura de formación
de los hidratos para una presión determinada, de manera similar a la
disminución del punto de congelación del agua.
 Trabajar siempre a una temperatura por encima a la del punto de rocío del
agua en el gas o de formación de hidratos a una presión dada; esto será
factible en función de cuál sea la temperatura mínima posible en el lugar.
Estos tratamientos serán ampliamente estudiados en un módulo específico del presente
curso.
1.8.2. CABEZA DE POZO Y MÚLTIPLE DE DISTRIBUCIÓN
En la estación de flujo y de recolección, el múltiple de producción representa un sistema de
recibo al cual llega el flujo ducto 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.
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.
1.9. DISPOSICIÓN DE GAS
El gas producido con el petróleo, luego de ser separado y tratado preliminarmente, puede
ser enviado, si es que así lo requiere, a plantas especiales de tratamiento final para su

45
distribución. Este proceso es realizado mediante gasoductos a las plantas petroquímicas y
refinerías; a ciudades para consumo en las industrias y servicios domésticos, o bien puede
ser usado por la misma industria petrolera en sus operaciones, como combustible o para ser
reinyectado en los yacimientos para la restauración y/o mantenimiento de la presión, por
ende, lograr un mayor porcentaje de extracción del petróleo en sitio.
En la producción, separación, recolección, transmisión y distribución del gas asociado con
el petróleo es casi imposible utilizar el gas de baja presión disponible porque los aspectos
económicos involucrados son prohibitivos.
El volumen de gas por pozo, generalmente, es muy poco. La recolección de gas de tantos
pozos requiere compresión, cuya inversión en plantas e instalaciones generalmente
sobrepasa las expectativas de rentabilidad. Por tanto, las posibilidades de utilización y
rentabilidad quedan circunscritas al gas de mediana y alta presión.
1.10. DISPOSICIÓN DE AGUA
La cantidad de agua que acompaña al petróleo producido de los pozos puede ser de
características sencillas, cuya separación por asentamiento en tanques se logra fácilmente.
En ocasiones, el manejo, tratamiento y disposición del agua no requieren de instalaciones
especiales. Sin embargo, se dan situaciones en las que el volumen de agua producido
diariamente es muy alto.
Las características del agua y del petróleo pueden facilitar emulsiones que requieren de
tratamientos mecánicos, químicos, térmicos o eléctricos para lograr la adecuada separación
de los dos fluidos y obtener un crudo que corresponda a las especificaciones de calidad
requeridas.
La presencia de sal en asociación con el agua y el petróleo es de ocurrencia natural en
muchos estratos geológicos. De la concentración de sal en solución dependerá la selección
del tratamiento que deba emplearse para despojar el petróleo de la sal que contiene. La sal

46
es indeseable en el crudo por sus propiedades corrosivas y las implicaciones operacionales
y económicas que ello significa para las refinerías.
El manejo y disposición del agua asociada con la producción de petróleo es una fase que a
veces puede resultar muy compleja, especialmente si el volumen de agua es muy grande y
si el agua es salada o salmuera. En ocasiones, una buena opción operacional y económica
es inyectar el agua al yacimiento.
1.11. CLASIFICACIÓN DE RESERVAS
En la industria petrolera, las posibilidades de hallazgos, descubrimientos ciertos y la
continuidad de la producción comercial son denominados reservas probadas de
hidrocarburos.
La práctica y la experiencia aconsejan que las reservas sean clasificadas de acuerdo al
grado de certeza de los datos que avalan su existencia o posibilidad. Sin embargo, a pesar
de la existencia de varias clasificaciones todas coinciden en que, con más o menos detalles,
las reservas se clasifican fundamentalmente en probadas, probables y posibles.
Reservas primarias probadas son las que pueden extraerse comercialmente y
han sido actualmente evaluadas por medio de pozos, equipos y métodos
técnicos disponibles que aseguran un régimen continuo de producción.
Reservas primarias probables son aquellas que no han sido probadas
directamente por medio de pruebas prolongadas de producción comercial,
pero que por encontrarse dentro de los límites geológicos superiores e
inferiores conocidos y los límites geográficos de un yacimiento son
susceptibles de ser probadas abriendo pozos adicionales y haciendo pruebas
de producción.

47
Reservas primarias posibles son aquellas de posible existencia pero que por
falta de información fehaciente no puede dársele una clasificación
categórica.
Reservas secundarias son reservas adicionales a las primarias, que pueden
ser producidas comercialmente como resultado de la vigorización artificial
de la energía natural original del yacimiento; a veces la vigorización puede
inducir cambios en las características físicas de los fluidos en el yacimiento.
Reservas secundarias probadas son las que han sido fehacientemente
probadas por medio de un comportamiento satisfactorio de producción
mediante ensayos pilotos o firmes de vigorización artificial del yacimiento.
Reservas secundarias probables son aquellas cuya factible existencia se
deriva del comportamiento satisfactorio de la producción primaria del
yacimiento, pero el cual todavía no ha sido sometido cabalmente a
operaciones de vigorización.
Reservas secundarias posibles son aquellas que se presume puedan existir en
yacimientos factibles de responder satisfactoriamente a operaciones de
vigorización, pero la información disponible no avala otra clasificación más
concreta.
De la acumulación de datos e historias de producción se ha concluido desafortunadamente
que, ningún yacimiento produce a la vez la totalidad de los hidrocarburos que contiene.
El yacimiento, por la acción de su presión interna original, produce un cierto porcentaje del
volumen de hidrocarburos en sitio que se le denomina producción primaria.
Luego de la producción primaria, todavía queda en el yacimiento un apreciable porcentaje o
volumen de hidrocarburos factible de extracción. Sin embargo, para lograr traer a la
superficie un cierto porcentaje adicional de los hidrocarburos remanentes, es necesario
vigorizar la energía del yacimiento para la extracción secundaria.

48
Llegado el límite económico de la extracción secundaria, todavía queda un cierto volumen
de hidrocarburos por producir mediante un tercer esfuerzo. Esta acometida se denomina
producción o extracción terciaria.
La investigación básica y aplicada, cómo extraer el máximo volumen del petróleo
remanente en el yacimiento, inclina el interés y esfuerzos de los investigadores a la
extracción cuaternaria, o sea un cuarto esfuerzo para lograr una cosecha más de barriles de
petróleo comercial.
1.12. EJEMPLOS NUMÉRICOS
Uno de los métodos más sencillos de estimación original de reservas es el volumétrico, el
cual no ahonda en la complejidad y variedad de los tantos factores y datos que rigen las
técnicas de evaluación y seguimiento aplicables a los mecanismos naturales primarios y
secundarios de expulsión de hidrocarburos a los que puedan estar sujetos los yacimientos.
Primeramente, si el área (A) y el espesor neto (En) de un yacimiento son conocidos,
entonces se puede calcular su volumen. Ese volumen de roca tiene un cierto porcentaje de
capacidad de almacenamiento, dado por la porosidad (ø). Además, la capacidad de
almacenamiento o volumen formado por la sumatoria de los poros de la roca, generalmente
está saturada de petróleo (So) y agua (Sw).
Durante la producción primaria sólo un cierto porcentaje del petróleo en sitio podrá ser
extraído del yacimiento, entonces es necesario considerar la aplicación de un factor de
extracción (Fe).
Finalmente, como un metro cúbico o barril de hidrocarburos en el yacimiento merma en
volumen al llegar al tanque de almacenamiento en la superficie también es necesario tomar
en cuenta este factor de merma (Fm).

49
Las siguientes ecuaciones sirven entonces para calcular el volumen o reservas de petróleo
en sitio y el volumen de reservas probadas, o sea el volumen producible y almacenable en
la superficie.
Ejemplo:
Los siguientes datos servirán para utilizar las fórmulas:
Área: 1.950 hectáreas (19,5 x 106 m2) = A
Espesor: 65 metros = En
Porosidad: 22 % = ø
Saturación de agua: 30 % = Sw
Factor de merma: 1,15 = Fm
Factor de extracción: 25 % = Fe

50
Reemplazando los datos propuestos en la ecuación para obtener las reservas en sitio,
obtenemos el siguiente resultado:
( )
A continuación se calcula las reservas producibles considerando las reservas probables y el
factor de extracción.
( )
1.13. CASO DE ESTUDIO
PRODUCCIÓN Y RECOLECCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS
NATURAL EN BRASIL – PERSPECTIVA A PARTIR DEL
2010
El gigante estatal brasileño Petróleo Brasileiro S.A., responsable de más de 95% de la
producción brasileña, produjo poco más de 2 millones de barriles al día en noviembre
pasado.
Esto, sumado a su producción anual de gas natural y sus operaciones fuera de Brasil,
aumenta la producción diaria de Petrobras a cerca del equivalente a 2,6 millones de barriles
de petróleo, 5,5% más que hace un año. La tendencia es que la producción de crudo de
Brasil siga subiendo, a medida que los yacimientos del PRESAL comiencen a producir.
Petrobras estableció una meta de 2,25 millones de barriles por día para 2010 y 2,43
millones en 2011.

51
Un año atrás, trazar perspectivas para Petrobras y el PRESAL brasileño era una tarea un
tanto complicada. En el auge de la crisis y de la recesión económica, el sector petrolero
enfrentaba un gran pesimismo, más aún con el precio del barril cayendo
ininterrumpidamente.
A partir del año 2010 intervinieron una serie de factores como la demanda y el precio
internacional del petróleo, posibles cambios regulatorios, información acerca de los
desarrollos en el PRESAL y el nuevo plan de capitalización de la estatal brasileña (el
proyecto ya está en marcha y ocurrirá en la primera mitad del año) son sólo algunos de los
elementos importantes para el presente año.
La estatal posee diversas plataformas que aún no alcanzan sus picos de producción, como el
P-51 (Marlim Sur), la FPSO Ciudade de Niteroi, la FPSO Frade y la FPSO Espírito Santo,
cuya expansión de actividades debe repercutir positivamente en la producción de gas y
petróleo de la compañía en los próximos trimestres.
La incertidumbre, sin embargo, es si las inversiones redireccionadas al desarrollo de la
producción en el corto plazo no fueron disminuidas en función de los esfuerzos para
viabilizar el PRESAL, aunque el enorme potencial del PRESAL ya está incorporado a los
papeles de la estatal.
Con respecto al marco regulatorio, las nuevas propuestas buscan beneficiar al gobierno en
la apropiación del petróleo extraído y fortalecer su peso decisivo en el sector, además de
favorecer a Petrobras, que tendrá el espacio garantizado en la explotación de los
importantes descubrimientos.

52
Figura 1.14. Proyección de la producción anual de petróleo
Sin embargo, los riesgos también existen, y por las señales, no son pocos. Por ejemplo,
existe la posibilidad de que Petrobras sea la única operadora en el área, lo que podría
―forzar‖ a la empresa a operar o destinar inversiones muy grandes en proyectos poco
rentables. Además, la adopción de un modelo de reparto híbrido, con cobro de royalties,
puede resultar en disminución de ingresos y reducción de la rentabilidad de los proyectos.
Al parecer, el reparto de la producción aún no quita el interés de empresas extranjeras en
Brasil. Es por lo menos el caso de la francesa Total, que aguarda la 11ª Ronda de
Licitaciones de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP). La licitación que fue aplazada para

53
inicios de 2010 debido a las dificultades de obtención, por parte del gobierno federal, de
licencias ambientales.
En el área de explotación, Total es socia de Petrobras y Devon en el campo Xerelete,
descubierto en el bloque BC-2 de la Cuenca de Campos. Las socias aguardan la aprobación
de la ANP para la unificación de esa área con el bloque BM-C-14, que tiene sólo a
Petrobras y Total como socias.
Las dos áreas son de la llamada Ronda Cero, cuando las asociaciones fueron negociadas
directamente con Petrobras antes de la primera licitación de la ANP, en 1999.
A pedido de la ANP, el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) aplazó para
principios de 2010 la decisión sobre la realización de la 11ª Ronda de Licitación de Bloques
de Petróleo y Gas Natural.
La agencia pidió el aplazamiento ya que, debido de temas ambientales pendientes, la mitad
del área que la agencia quería ofrecer en la subasta no podría ser colocada en disputa, pues
tuvieron que ser retirados 70 mil kilómetros cuadrados en áreas de explotación de la
Cuenca del Solimões. Esta superficie corresponde a la mitad de las áreas puestas en
licitación.
La Figura 1.14., muestra la producción anual de petróleo hasta la gestión 2015., las Figuras
1.15 y 1.16 muestran la producción anual de excedentes y la proyección anual de gas
natural hasta la gestión 2015.

54
Figura 1.14. Proyección de excedentes de petróleo anual
Figura 1.15. Proyección de la oferta de gas natural anual

55
CAPÍTULO 2
TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS
2.1. INTRODUCCIÓN
Como se mencionó en el anterior capítulo, en la cadena de producción hidrocarburífera se
utiliza métodos de transporte fijos que van desde las líneas de producción en campo hasta
los centros de tratamiento, para luego ir a las unidades de industrialización y/o los centros
de comercialización o de distribución mayorista.
Las líneas de transporte, conformadas por tuberías metálicas, constituyen el medio más
adecuado y económico para el traslado a cualquier distancia de los hidrocarburos líquidos y
gaseosos. A pesar de realizarse altas inversiones iníciales en la construcción de tuberías
metálicas, se consiguen menores costos con relación a otros medios de transporte.
En esta industria, se utilizan equipos de transporte móvil como ser camiones tanques,
vagones ferroviarios, barcazas y buques tanque. También se consideran los barcos de
transporte de gas natural licuado (LNG) denominados metaneros o también conocidos
como tanqueros.

56
En la lectura complementaria, se presenta una descripción detallada de los buques tanques
(tanqueros), con ello, se pretende abarcar los más importantes medios de transporte de esta
industria, sin embargo, se debe recalcar, que el transporte más utilizado actualmente para
hidrocarburos es el ducto o tubería, sobre la cual, en los próximos acápites, se hará una
descripción detallada de todos los aspectos referidos al mismo.
2.2. CONCEPTOS BÁSICOS
Varios de los conceptos fundamentales se desarrollaron en el anterior capítulo, a manera de
complementación, se presenta a continuación un resumen necesario para el tema actual.
Se sugiere, la lectura de la norma ANSI B31.8 (presentada como recurso complementario),
página 11 ―Disposiciones Generales y Definiciones‖, en la cual se resumen los principales
conceptos del transporte por gasoductos y la lectura de la norma ANSI B31.4 (presentada
como recurso complementario), página 15 ―Campo de acción y definiciones‖, en la cual se
resume los principales conceptos del transporte por oleoductos.
Líneas de transporte (Ductos): Son tuberías de acero de diámetro y longitud
variables, conectadas entre sí, generalmente recubiertas de material aislante y
destinado al transporte del petróleo, productos derivados de éste y gas natural.
Se diferencian a estas líneas por los servicios que prestan y que en cada caso
tienen particularidades de construcción, operación y control.
Transporte de líquidos: A las líneas que transportan hidrocarburos líquidos, en
la jerga hidrocarburífera se los conoce como ―líquidas‖, se las denomina
Oleoductos (Ver Figura 2.1), y se las clasifica en:
 Oleoductos de recolección de producción
 Oleoductos de transporte de petróleo
 Oleoductos de transporte de productos terminados o poliductos

57
Figura 2.1. Oleoducto
Transporte de hidrocarburos gaseosos: Estas líneas o ductos son
denominadas gasoductos (Ver Figura 2.2), y se agrupan de acuerdo al siguiente
detalle:
 Líneas de recolección de producción
 Gasoductos principales o mayores
 Gasoductos urbanos.
Figura 2.2 Gasoductos

58
Tensión de vapor Reid: La volatilidad de un líquido simplemente es su
tendencia a vaporizarse o evaporarse, esta tendencia es conocida como Presión ó
Tensión de Vapor. La norma ASTM D 323, provee información de la volatilidad
de un producto bajo condiciones de temperatura, presión, etc. Esta propiedad se
utiliza como indicativo de una gasolina para transportar y es utilizada en la
selección de tanques de almacenamiento.
Compresibilidad: Es la medida del esfuerzo que requiere una cierta cantidad
de gas natural, para ocupar un volumen más reducido.
El cambio de volumen del gas es inversamente proporcional al cambio de
presión, siendo el cambio de volumen directamente proporcional al cambio de
temperatura.
La compresibilidad del Gas Natural hace que se deba considerar este fenómeno
que modifica el comportamiento en el interior del tubo y que como
consecuencia, las pérdidas y el factor de fricción tengan valores diferentes a los
de los líquidos.
Factor de Fricción: Es el factor de más consideración en los ductos y en
especial en los de larga longitud, es el dimensionamiento tanto de la tubería
como de estaciones de bombeo y compresión.
Las pérdidas por fricción están dadas por el movimiento molecular en el fluido e
intervienen factores como la viscosidad, densidad, velocidad, longitud de la
tubería y su rugosidad interna.
Trabajos experimentales han dado como resultado ábacos y gráficos que
determinan el factor de fricción con precisos resultados
Longitudes equivalentes: Las caídas de presión que existen en la tubería son
incrementadas por la instalación de válvulas y conexiones que se consideran
como longitudes adicionales o equivalentes, que deben ser agregadas a la

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