1 1. INTRODUCCIÓN El manejo de producción es una etapa inevitable en el proceso de producción de cualquier campo petrolero, la cual puede ser, en cuanto a operaciones y equipo, desde muy sencilla hasta más o menos compleja. En todo campo petrolero es necesario que los fluidos que produce: petróleo, gas y agua reúnan unos requisitos mínimos de calidad antes de ser enviados a su destino final; para conseguir esto es necesario conocer la forma cómo interactúan entre sí tales fluidos al estar en contacto, así como el equipo requerido para separarlos y su funcionamiento. Dos son los motivos fundamentales que me han llevado a organizar estas notas: En primer lugar, aunque sobre el tema se ha escrito y se continúa escribiendo bastante, la literatura está muy dispersa y no tiene un texto guía que facilite el cubrimiento del tema en un curso de Manejo de Producción en Campos de Petróleo y Gas, que se ofrece en la carrera Ingeniería de Petróleos; además de que personalmente he adquirido algunas experiencias prácticas y académicas que considero importante hacerlas conocer de los estudiantes. En segundo lugar, y de acuerdo a las condiciones de trabajo del Ingeniero de Petróleos en nuestro medio, considero que hay una probabilidad muy alta de que tenga que trabajar en el área de producción y por lo tanto este tema debe ser tratado con la mejor intensidad posible. El trabajo fundamentalmente es unas recopilaciones de experiencias académicas, prácticas y de extensión adquiridas por el autor en su paso por la Universidad como estudiante, como docente y en las oportunidades que se han tenido de asistir a cursos de capacitación y hacer pasantías en las empresas petroleras siendo docente. El tema se trata de cubrir de la manera más completa posible en los aspectos relacionados con fundamentos teóricos y descripción de equipos y procesos; además en esta segunda edición del trabajo se incluyen ejemplos de aplicación en los diferentes temas cubiertos. Finalmente como se dijo antes, en el presente trabajo se analizan los procesos que se aplican para el manejo de producción de petróleo aunque algunos temas se pueden trabajar tanto para el caso de gas y de petróleo, como son los temas de Separación Gas/Líquido, Medición y Transporte de Fluidos. Los aspectos relacionados con el manejo de producción de gas se presentan en otro trabajo.
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1. INTRODUCCIÓN
El manejo de producción es una etapa inevitable en el proceso de producción de cualquier
campo petrolero, la cual puede ser, en cuanto a operaciones y equipo, desde muy sencilla
hasta más o menos compleja. En todo campo petrolero es necesario que los fluidos que
produce: petróleo, gas y agua reúnan unos requisitos mínimos de calidad antes de ser
enviados a su destino final; para conseguir esto es necesario conocer la forma cómo
interactúan entre sí tales fluidos al estar en contacto, así como el equipo requerido para
separarlos y su funcionamiento.
Dos son los motivos fundamentales que me han llevado a organizar estas notas:
En primer lugar, aunque sobre el tema se ha escrito y se continúa escribiendo bastante, la
literatura está muy dispersa y no tiene un texto guía que facilite el cubrimiento del tema en
un curso de Manejo de Producción en Campos de Petróleo y Gas, que se ofrece en la
carrera Ingeniería de Petróleos; además de que personalmente he adquirido algunas
experiencias prácticas y académicas que considero importante hacerlas conocer de los
estudiantes.
En segundo lugar, y de acuerdo a las condiciones de trabajo del Ingeniero de Petróleos en
nuestro medio, considero que hay una probabilidad muy alta de que tenga que trabajar en el
área de producción y por lo tanto este tema debe ser tratado con la mejor intensidad posible.
El trabajo fundamentalmente es unas recopilaciones de experiencias académicas, prácticas
y de extensión adquiridas por el autor en su paso por la Universidad como estudiante, como
docente y en las oportunidades que se han tenido de asistir a cursos de capacitación y hacer
pasantías en las empresas petroleras siendo docente. El tema se trata de cubrir de la manera
más completa posible en los aspectos relacionados con fundamentos teóricos y descripción
de equipos y procesos; además en esta segunda edición del trabajo se incluyen ejemplos de
aplicación en los diferentes temas cubiertos.
Finalmente como se dijo antes, en el presente trabajo se analizan los procesos que se
aplican para el manejo de producción de petróleo aunque algunos temas se pueden trabajar
tanto para el caso de gas y de petróleo, como son los temas de Separación Gas/Líquido,
Medición y Transporte de Fluidos. Los aspectos relacionados con el manejo de producción
de gas se presentan en otro trabajo.
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2. SISTEMA DE TRATAMIENTO
Por sistema de tratamiento se entiende el conjunto de operaciones y el equipo requerido
para realizar éstas, de tal manera que los diferentes fluidos producidos por los pozos en un
campo se puedan llevar a su destino final con los requisitos de calidad exigidos. A las
instalaciones para realizar el tratamiento también se le conoce como Facilidades de
Superficie
Los sistemas de tratamiento son muy variados y dependen fundamentalmente de las
características de producción y de los fluidos que se producirán; por ejemplo en algunos
campos no es necesario la separación líquido-gas porque la relación gas/líquido (RGL) es
muy baja, en otros campos no es necesaria la separación agua-petróleo porque el petróleo
no viene acompañado con agua; otras veces no es necesario aplicar tratamiento para romper
emulsiones porque aunque el petróleo viene acompañado de agua ésta se encuentra como
agua libre, etc. Adicionalmente para un campo dado, el sistema de tratamiento variará con
el tiempo tanto en procesos como en equipos porque las características de la producción
también varían con el tiempo y también puede variar el esquema de producción del campo.
Las características de los fluidos producidos afectan apreciablemente la configuración de
una estación de tratamiento y recolección y la selección de los equipos y materiales; en este
sentido se requieren estudios de laboratorio y de campo para poder prever los posibles
problemas que se puedan presentar con los fluidos que se van a producir y las condiciones
de operación que se van a tener. Es necesario hacer estudios de laboratorio y de campo para
prever y contrarrestar problemas como los siguientes:
Formación de escamas.
Formación de parafinas y asfáltenos
Formación de emulsiones
Formación de hidratos
Los estudios de laboratorio deben incluir pruebas para detectar la posibilidad de que se
presentan los anteriores problemas, pruebas para determinar las condiciones de operación y
de diseño que deberían existir para que dichos problemas no se presenten y si es inevitable
que dichos problemas se presenten, determinar el diseño y los equipos requeridos para
minimizar su efecto y controlarlos.
Las referencias 2 y 3 muestran excelentes casos reales donde se puede apreciar todo el
proceso que se sigue para el diseño inicial y posteriores modificaciones de las facilidades
de superficie requeridas para manejar de manera eficiente la producción de un campo de
acuerdo con las características de producción y el esquema de producción del mismo, y la
referencia 5 es también un caso real donde se muestra el trabajo de campo y laboratorio que
se realizó para detectar los problemas que podrían presentarse para manejar la producción
del campo Troll, en el Mar del Norte, las posibilidades de evitarlos y los requerimientos de
equipo y de diseño para manejarlos.
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Normalmente un sistema de manejo de producción consta de las siguientes secciones:
Recolección de los fluidos producidos por los pozos.
Separación de Fases.
Deshidratación del Petróleo
Fiscalización y Almacenamiento del Petróleo
Medición y Bombeo del Petróleo
Deshidratación y Endulzamiento del Gas
Medición y Compresión del Gas
Tratamiento del Agua
Desecho Final del Agua
La figura 2.1 muestra un diagrama de un sistema de tratamiento bastante completo donde la
separación del gas y del líquido se hace en tres etapas porque el fluido de los pozos, llega a
una presión muy alta y no es posible despresurizarlos completamente en una sola etapa; hay
tratamiento de emulsiones y un sistema completo de tratamiento para el agua.
La figura 2.2 muestra el diagrama de otro sistema de tratamiento donde no hay separación
gas-líquido porque la RGL es mínima y solamente hay separación petróleo - agua.
Los diagramas de las figuras 2.1 y 2.2 son simplificados y solo se muestran los
componentes principales del conjunto de equipos que intervienen en el proceso, tales como
separadores, tanques, tratadores, torres contactoras, etcétera; pero muchas veces es
conveniente tener diagramas mas detallados en los que se deben mostrar los accesorios de
los equipos principales, tales como controles de nivel, presión y temperatura, medidores de
flujo, etcétera, algunos equipos que se pueden considerar secundarios en el proceso tales
como compresores, bombas válvulas de bloqueo, entre otros. En estos casos para
representar los accesorios y equipos secundarios en el diagrama se recurre a símbolos que
son aceptados universalmente; la figura 2.3 (1)
muestra los símbolos de algunos accesorios y
equipos que son comúnmente usados en las facilidades de superficie.
Aunque generalmente se ha considerado que en un sistema de tratamiento las partes más
importantes son la separación de las fases y el tratamiento que sea necesario hacerle a la
fases petróleo y gas, también es muy importante el tratamiento que se le hace a la fase agua;
esto depende de la utilización o el sitio de desecho para esta fase.
Se conoce como batería o estación de tratamiento y recolección el sitio a donde llega el
fluido producido por los pozos de un área para ser separado en sus fases (gas, petróleo, y
agua), tratado, fiscalizado y luego despachado hacia su destino final.
Generalmente todos los pozos de un campo no llegan a la misma batería sino que hay más
de una y un pozo determinado se enviará a una de ellas dependiendo de sus características
de producción, las características de la batería y la proximidad del pozo a una u otra.
Algunas veces los pozos se concentran en puntos del campo y de estos puntos salen
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normalmente dos líneas hacia la estación de tratamiento, una de ellas es de producción
general y lleva la producción de la mayoría de los pozos que se concentran en tal punto, y
la otra es la línea de prueba que permite separar el pozo que se va a probar para enviarlo al
separador de prueba en la estación de tratamiento; esto se hace básicamente con el fin de
reducir costos en tubería y descongestionar la estación de tratamiento; el manejo de
producción de todo el campo se hace en la estación de tratamiento. Otras veces en el punto
donde se concentra un grupo de pozos se hace también el manejo de la producción de
dichos pozos y luego los fluidos producidos, especialmente el petróleo y el gas, se envían a
la estación de tratamiento principal o central donde se tienen las facilidades de
almacenamiento, medición, bombeo y compresión del campo; las estaciones de tratamiento
diferentes a la central o principal se conocen como estaciones satélites o secundarias.
Figura 2.1. Diagrama de Flujo para un Sistema de Tratamiento Completo
(10).
La distribución de los puntos de recolección satélites en el campo con respecto a la estación
central adquiere normalmente dos tipos de configuraciones conocidas como radial y axial.
En la primera cada estación secundaria está comunicada directamente con la estación
central por medio de los dos colectores mencionados antes, el general y el de prueba. En la
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segunda las estaciones secundarias se comunican con un colector general que recibe los
fluidos de todas ellas a lo largo del campo y los lleva a la estación central.
Cuando la configuración es axial generalmente en las estaciones secundarias hay, al menos,
separación de fases y cuando es radial solo se hace en ellas la recolección.
Figura 2.2. Diagrama de Flujo para un Sistema de Tratamiento Simple.
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Figura 2.3. Símbolos Usados en los Diagramas de Facilidades de Superficie
Las figuras 2.4 y 2.5 muestran configuraciones de estaciones dependiendo de la forma
como se conectan los pozos a la estación, si hay una sola estación, o las estaciones satélites
a la estación central, si hay varias estaciones. En el caso de la figura 2.4 hay solo una
estación de recolección y los pozos se conectan a esta en forma radial, figura 2.4a, o en
forma axial, figura 2.4b. En el caso de la figura 2.4a todos los pozos llegan a la estación y
esto puede implicar costos altos en tubería y congestión en la estación; esta situación no se
presenta en la figura 2.4b, pues los pozos se conectan a las líneas general o de prueba y no
llegarán a través de tuberías independientes a la estación.
La figura 2.5 muestra el caso donde se tienen varias estaciones, unas llamadas satélites o
secundarias y la estación central. Las estaciones satélites se conectan a la estación central
en forma radial, figura 2.5a, o en forma axial figura 2.5b. Las estaciones satélites pueden
ser solo de recolección o pueden también hacer alguna separación de fases en unos casos, o
tratamiento completo de la producción; en todos los casos la producción total de petróleo y
gas llega a la estación central donde se tiene el sistema de almacenamiento del crudo, las
unidades de fiscalización y la conexión al oleoducto y gasoducto.
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Figura 2.4. Esquemas de Estaciones de Recolección Simples. (a) Pozos Conectados Radialmente.
(b) Pozos Conectados Axialmente.
Para llevar a cabo su función una batería posee una serie de dispositivos cada uno de los
cuales cumple una función determinada y pueden variar de una batería a otra de acuerdo,
principalmente, con las características del fluido que se vaya a tratar. De la batería deben
salir las fases tan limpias como sea posible; así, el gas no debe tener humedad, el petróleo
para ser enviado al oleoducto debe salir sin gas y sin agua y el agua, debe tener una
cantidad muy baja de petróleo.
En la batería todos los pozos llegan a un sitio común conocido como serpentina o múltiple
(manyfold) y de aquí cada pozo es enviado a un sitio determinado en la batería. La figura
2.6 muestra la llegada típica de un pozo al múltiple.
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Figura 2.5. Diagramas de Estaciones de Recolección Compuestas. (a) Sistema Radial.
(b) Sistema Axial
Los componentes de un múltiple son básicamente tuberías y válvulas. Las tuberías son las
líneas de llegada de los pozos y los colectores. Los colectores son tuberías que toman la
producción de uno o varios pozos y la llevan a un sitio determinado en la batería como
separadores, calentadores, tanques, etc. Las válvulas permiten conectar los pozos con los
colectores.
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Figura 2.6. Llegada Típica de un Pozo al Múltiple.
Las válvulas que se muestran en la figura 2.6 son de tres tipos: Las de corte que permiten
comunicar o aislar la línea del pozo con un colector dado, estas válvulas son operadas
manualmente y se conocen como válvulas de un cuarto de vuelta o tipo tapón porque el
mecanismo que bloquea o permite el flujo es un tapón que posee un orificio el cual cuando
está orientado en la dirección del conector permite el flujo pero si el tapón se gira un ángulo
de 90 grados en un plano perpendicular al conector la dirección del orificio en el tapón
queda perpendicular al flujo y no permite que este ocurra. Las válvulas de corte sobre la
línea de llegada del pozo y en el conector con el colector de recirculación son válvulas
manuales de tipo compuerta, conocidas también como de vuelta múltiple porque el
mecanismo que bloquea el flujo es una compuerta que se desplaza manualmente en la
dirección perpendicular al flujo; cuando la compuerta está en su posición más baja, la
válvula está cerrada y cuando está en su posición más alta está abierta, pero puede estar en
una posición intermedia; el movimiento para desplazar la compuerta se da manualmente a
través de una manivela a la cual se le deben dar varias vueltas para posicionar la compuerta
en un punto determinado. La válvula de cheque es operada por el fluido que está fluyendo a
través de la tubería; permite que el flujo sea solamente del pozo hacia la serpentina y no al
contrario, de esta manera se evita que cualquier incremento en la presión que se pueda
presentar en la batería se transmita a la cabeza del pozo y hacia la formación.
Las figuras 2.7 y 2.8 muestran esquemas de las válvulas de bloqueo tipo tapón y tipo
compuerta.
Además la línea de llegada de un pozo a la serpentina puede tener, en algunos casos,
válvula para toma de muestra, conexión para inyección de desemulsificante, válvula de
alivio y/o disco de seguridad. La válvula de alivio y el disco de seguridad permiten aliviar
presiones inesperadas que se puedan presentar en cualquier recipiente que trabaje a presión,
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la primera funciona cuando la presión alcanza un valor dado y el disco de ruptura
funcionará cuando la válvula de alivio no alcance a actuar.
En el capítulo 3 del presente trabajo se hablará mas en detalle de estos dispositivos de
seguridad, los cuales siempre deben existir en recipientes que trabajan a presión.
La línea de llegada de un pozo al múltiple nunca debe estar comunicada con dos colectores
a la vez excepto en el momento en que se desee hacer cambio de colector, y siempre debe
tener comunicación con un colector. Un colector generalmente está comunicado con más
de un pozo con excepción del colector que lleva al separador de prueba, el cual recibe
solamente la producción del pozo de prueba.
2.1. Operaciones de rutina en el múltiple La operación más común en el múltiple es cambiar de colector a un pozo dado y para ello
se procede de la siguiente manera:
Se ubican los colectores al que está conectado el pozo y al que se desea conectar.
Se abre la válvula que comunica con el colector al cual se desea llevar el pozo.
Se cierra la válvula que comunica la línea del pozo con el colector al cual ha estado
llegando.
Figura 2.7. Esquema de una Válvula de Bloqueo de un Cuarto de Vuelta Tipo Tapón.
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El procedimiento deberá ser siempre en este estricto orden y nunca al contrario.
El cambio de colector más usual es el de pasar un pozo al separador de prueba; un pozo se
pone en prueba para determinar su producción en cuanto a tasa volumétrica de líquido y
gas, principalmente.
En algunos casos pueden ser también operaciones de rutina en el múltiple la toma de
muestras y la inyección de surfactante; para tomar la muestra bastará con abrir la válvula
para toma de muestras y recoger ésta en el recipiente apropiado; esta forma de tomar
muestra en el múltiple es principalmente cuando los pozos tienen baja presión de llegada al
múltiple, pues cuando ésta es alta se toma mejor del separador de prueba. Para la inyección
de surfactante bastará con conectar la válvula existente en el múltiple para este efecto con
la línea de descarga de las bombas para la inyección del desemulsificante.
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Figura 2.8.Esquema de una Válvula de Bloqueo de Vuelta Múltiple tipo Compuerta.
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Referencias bibliográficas
1. Arnold, K. and Stewart, M. “Surface Production Operations (Design of Oil Handling
Systems and facilities)”, 3rd
Edition, Gulf Professional Publishing (an Imprint of
