II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
ESCUELA DE PETRÓLEOS
TECNOLOGIA DE PETROLEOS
ESTUDIO DEL PROCESO DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE UN SEPARADOR TRIFÁSICO FREE WATER KNOCKOUT PARA EL CAMPO VILLANO ALFA DE LA EMPRESA AGIP OIL ECUADOR POR LA EMPRESA ACERO DE LOS ANDES
Tesis previa a la obtención del Título de:
TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS
Autor:
TOMÁS FREIRE CRUZ
Director de tesis: ING. VINICIO MELO
III
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza única y exclusivamente el autor.
IV
V
VI
DEDICATORIA
VII
AGRADECIMIENTO
Al finalizar este trabajo, no puedo olvidar agradecer a las personas sin quienes no hubiese sido posible concretarlo.
A Patricia y Eduardo, sin su apoyo, consejo y comprensión durante todo este tiempo, por haberse tornado mis guías.
A mi madre, Edna por apoyarme a lo largo de mis estudios, por formarme e inculcarme todos sus valores.
A los Ingenieros Vinicio Melo, Jorge Miño, Pablo Espinel y Reinaldo Vivanco, de la misma forma a Industrias Acero de los Andes S.A y a AGIP ENI Oil Ecuador y por brindarme los instrumentos necesarios para alcanzar el éxito de este proyecto.
A mi hermano Joel, a mis amigos y compañeros de carrera, sin cuyo apoyo incondicional no hubiese alcanzado este sueño.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial y toda su planta docente, por su vocación de servicio al formar profesionales íntegros para el servicio de la sociedad.
VIII RESUMEN
La presente investigación tiene como objetivo presentar los fundamentos teóricos de diseño y construcción de separadores trifásicos, primordialmente los equipos Free Water Knockout, con el fin de brindar los conocimientos necesarias de modo que sean herramientas para entender su funcionamiento y diseño conceptual. De la misma forma se exponen algunas consideraciones concretas aplicadas al diseño de equipos de separaciones cuyo volumen de operación será mayor al 50%.
En el Capítulo II se presenta en detalle las instalaciones de procesamiento de crudo del campo Villano Alfa, lugar donde se dispuso el equipo de separación objeto del presente estudio, y se hace una descripción de los problemas de la misma.
El Capítulo III hace énfasis en presentar de manera clara las principales características de la separación de fases.
A lo largo del Capítulo IV se cubren los detalles relacionados con la estructura, funcionamiento, problemas operacionales y selección con los principales tipos de equipos de separación utilizados en la industria petrolera.
El Capítulo V detalla el funcionamiento y particularidades de los equipos de separación trifásica, sus internos, detalles de servicio y principales aplicaciones.
El diseño conceptual está fundamentado y explicado a lo largo del Capítulo VI, se presentan las ecuaciones utilizadas para el mismo, haciendo distinción en el caso particular de equipos para volúmenes de diseño y operación diferentes al 50% del cilindro.
Respecto al proceso de construcción del separador el Capítulo VII describe brevemente los procesos y equipos empleados para este propósito, así como algunos procedimientos no invasivos para verificar la calidad de los procesos.
IX
SUMMARY
This research aims to present the theoretical foundations of design and construction of three-phase separators, primarily the Free Water Knockout equipment, to provide the necessary knowledge as tools to understand how it works and the conceptual design of it. In the same way , specific considerations applied to the design of the separation equipment whose volume of operation is greater than 50%, are exposed.
Chapter II provides details of the oil processing facilities of the field Villano Alfa, place where the separator which is studied in this work was installed, and a description of the problems of the field is pointed out .
Chapter III emphasizes the clear presentation of the main features of phase separation.
The details related to the structure, operation, operational problems and selection of the main types of separation equipment used in the oil industry are covered in chapter IV.
Chapter V details the functioning and particularities of the three-phase separation, their internals, service details and main applications.
The conceptual design is informed and explained in chapter VI, and the equations used for it, making distinction in the particular case of equipment for design volumes different to the 50% of the cylinder.
About the process of construction, chapter VII briefly describes the processes and equipment used for this purpose, as well as non-destructive procedures to verify the quality of the processes.
Finally, in Chapter VIII, conclusions and recommendations are draw as product of the culmination of this work.
X
ÍNDICE DE CONTENIDO
XI
ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO I ... 1
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ... 1
1.2. OBJETIVOS ... 1
1.2.1. OBJETIVO GENERAL... 1
1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 1
1.3. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN ... 2
1.4. IDEA A DEFENDER ... 3
1.5. METODOLOGÍA ... 4
1.5.1. MÉTODOS ... 4
1.5.2. TÉCNICAS ... 4
1.5.2.1. TÉCNICA DE CAMPO ... 4
1.5.2.2. RECOPILACIÓN BIBLIOGRÁFICA ... 4
CAPÍTULO II ... 6
2. CAMPO VILLANO ALFA ... 6
2.1. UBICACIÓN ... 6
2.2. DATOS DEL CAMPO ... 6
2.3. CONSIDERACIONES AMBIENTALES ... 6
2.4. CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO DEL CAMPO VILLANO ALFA ... 7
2.4.1. RESULTADOS DE PRUEBAS DE DESMULSIFICACIÓN ... 9
2.5. DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES Y DEL PROCESO ... 9
2.5.1. SISTEMA DE POZOS PRODUCTORES ... 9
2.5.2. SISTEMA DE POZOS INYECTORES ... 11
2.5.3. DISTRIBUIDOR DE PRODUCCIÓN (PRODUCTION MANIFOLD) ... 11
2.5.4. EQUIPO DE SEPARACIÓN FREE WATER KNOCK OUT ... 12
2.5.4.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS SEPARADORES ... 13
2.5.4.2. CONDICIONES DE DISEÑO DE LOS SEPARADORES ... 13
2.5.4.3. CONDICIONES ACTUALES DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES ... 14
2.5.5. SISTEMA DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO ... 15
2.5.6. HIDROCICLONES ... 17
XII
2.5.7.1. BOMBAS CENTRÍFUGAS ... 18
2.5.7.2. BOMBAS DE LA LÍNEA DE FLUJO A/B/C/D ... 18
2.5.9. WATER INJECTION PUMPS A/B/C/D: ... 19
2.5.10. OIL BOOSTER PUMPS A/B/C... 21
2.5.11. WATER BOOSTER PUMPS A/B/C/D ... 22
2.5.12. UNIDAD SAMPLER O TOMA MUESTRAS ... 22
2.5.13. SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS ... 23
2.6. FACILIDADES CENTRALES DE PRODUCCIÓN (CPF) ... 24
2.7. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA ... 25
CAPÍTULO III ... 39
3. SEPARACIÓN DE FASES ... 39
3.1. CONSIDERACIONES BÁSICAS ... 39
3.1.1. PRINCIPIOS DE LA SEPARACIÓN FÍSICA ... 39
3.1.2. MOMENTUM (CANTIDAD DE MOVIMIENTO) ... 39
3.1.3. FUERZA DE GRAVEDAD ... 39
3.1.4. COALESCENCIA... 41
3.2. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN AGUA-PETRÓLEO ... 41
3.2.1. FORMACIÓN DE EMULSIONES ... 41
3.2.2. PRUEBA DE BOTELLA ... 43
3.2.3. DESMULSIFICACIÓN ... 44
3.2.4. EFECTOS DE LA TEMPERATURA ... 45
3.3. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE SEPARACIÓN ... 46
3.3.1. SEPARACIÓN PRIMARIA ... 47
3.3.1.1. SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA ... 47
3.3.1.2. SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA ... 48
3.3.1.3. SEPARACIÓN POR COALESCENCIA ... 48
CAPÍTULO IV ... 40
4. EQUIPOS DE SEPARACIÓN ... 40
4.1. INTRODUCCIÓN ... 40
4.2. CONSIDERACIONES BÁSICAS ... 41
4.3. REQUERIMIENTOS DE LOS SEPARADORES ... 42
XIII
4.5 SEPARADORES VERTICALES ... 43
4.5.1. VENTAJAS ... 44
4.5.2. DESVENTAJAS ... 44
4.5.3. TAMBOR KO DE SUCCIÓN DE COMPRESOR ... 46
4.5.4. TAMBOR KO DE LA ALIMENTACIÓN AL ABSORBEDOR DE GAS ÁCIDO ... 46
4.6. SEPARADORES HORIZONTALES ... 46
4.6.1. VENTAJAS ... 46
4.6.2. DESVENTAJAS ... 47
4.6.3. SEPARADORES DE PRODUCCIÓN ... 48
4.6.4. TAMBORES DE ALIVIO ... 48
4.6.5. SEPARADOR CENTRÍFUGO ... 49
4.6.6. SEPARADOR DE FILTRO ... 49
4.6.7. SEPARADOR DE ENTRADA... 50
4.6.8. SEPARADORES EN SERIE ... 51
4.6.9. TANQUES DE VENTEO ... 51
4.6.10. TRAMPAS O KNOCKOUT DRUMS ... 52
4.6.11. SEPARADOR DE BACHES ... 52
4.7. FUNCIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES ... 52
4.8. FUNCIONES DE LOS SEPARADORES ... 53
4.8.1. REMOCIÓN DEL PETRÓLEO DEL GAS ... 54
4.8.2. REMOCIÓN DEL GAS DEL PETRÓLEO ... 54
4.8.3. SEPARACIÓN DEL AGUA DEL PETRÓLEO ... 55
4.8.4. FUNCIONES SECUNDARIAS DEL SEPARADOR ... 55
4.9. FLUIDOS DEL POZO Y SUS CARACTERÍSTICAS ... 56
4.9.1. PETRÓLEO CRUDO ... 57
4.9.2. CONDENSADO ... 57
4.9.3. GAS NATURAL ... 57
4.9.4. GAS LIBRE ... 57
4.9.5. SOLUCIÓN DE GAS ... 58
4.9.6. VAPORES CONDENSABLES ... 58
XIV
4.9.8. IMPUREZAS Y MATERIALES EXTRAÑOS... 58
4.10. VÓRTICES ... 59
4.11. PROBLEMAS OPERACIONALES ... 60
4.11.1. FORMACIÓN DE ESPUMA ... 60
4.11.2. FLUJO DE AVANCE ... 61
4.11.3. MATERIALES PEGAJOSOS ... 61
4.11.4. PRESENCIA Y ACUMULACIÓN DE SÓLIDOS ... 61
CAPÍTULO V ... 65
5. FREE WATER KNOCKOUT ... 65
5.1 SEPARADORES HORIZONTALES CON BOTA DECANTADORA ... 65
5.2 TAMBORES HORIZONTALES CON LAS DOS FASES LÍQUIDAS DENTRO DEL CUERPO CILÍNDRICO ... 67
5.3 TAMBORES HORIZONTALES CON COMPARTIMIENTOS SEPARADOS .. ... 68
5.4 DESCRIPCIÓN DE LOS INTERNOS DEL SEPARADOR ... 70
5.4.1 FUNCIONES DE LOS INTERNOS ... 70
5.4.2 DEFLECTORES ... 72
5.4.3 DISTRIBUIDORES DE ENTRADA ... 72
5.4.4 CICLONES ... 73
5.4.5 EXTRACTOR DE NIEBLA ... 74
5.4.5.1 EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO MALLA ... 74
5.4.5.2 EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO PLACAS ... 76
5.4.5.3 EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO CICLÓN ... 78
5.4.6 PLACA ROMPE-VÓRTICES ... 78
5.4.7 PLACAS ROMPE-ESPUMAS ... 80
5.4.8 ROMPE-OLAS ... 80
5.4.9 TUBERÍAS INTERNAS ... 81
CAPÍTULO VI ... 83
6. DISEÑO DEL SEPARADOR ... 83
6.1 DEFINICIONES PREVIAS ... 83
6.1.1 TEMPERATURA DE DISEÑO ... 83
XV
6.1.3 TEMPERATURA DE OPERACIÓN MÁXIMA ... 84
6.1.4 TEMPERATURA DE OPERACIÓN MÍNIMA ... 84
6.1.5 TEMPERATURA CRÍTICA DE EXPOSICIÓN (TCE) ... 84
6.1.6 TEMPERATURA MÍNIMA DE PRUEBA HIDROSTÁTICA ... 85
6.1.7 PRESIÓN DE DISEÑO ... 85
6.1.8 PRESIÓN DE OPERACIÓN ... 85
6.1.9 PRESIÓN DE OPERACIÓN MÁXIMA ... 85
6.1.10 PRESIÓN DE OPERACIÓN MÍNIMA (VACÍO) ... 86
6.1.11 PRESIÓN DE TRABAJO MÁXIMA PERMISIBLE (MAWP) ... 86
6.1.12 PRESIÓN DE PRUEBA HIDROSTÁTICA ... 86
6.2 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO ... 86
6.2.1 DECANTACIÓN DE LAS FASES LÍQUIDAS ... 86
6.2.1.1 VELOCIDAD DE DECANTACIÓN Y DE FLOTACIÓN ... 86
6.2.1.2 COALESCENCIA ... 89
6.2.2 IDENTIFICACIÓN DE LOS NIVELES EN UN RECIPIENTE ... 89
6.2.2.1 VOLUMEN DE OPERACIÓN DE LA FASE LIVIANA ... 93
6.2.2.2 TIEMPO DE RESIDENCIA DE OPERACIÓN DE LA FASE LIVIANA ... 93
6.2.2.3 VOLUMEN DE OPERACIÓN DE LA FASE PESADA ... 94
6.2.2.4 TIEMPO DE RESIDENCIA DE OPERACIÓN DE LA FASE PESADA ... 94
6.2.2.5 TIEMPO DE RESPUESTA O DE INTERVENCIÓN DEL OPERADOR ... 94
6.2.2.6 VOLUMEN DE EMERGENCIA ... 95
6.2.2.7 NIVEL BAJO-BAJO DE LÍQUIDO LIVIANO ... 95
6.2.2.8 NIVEL BAJO DE INTERFACE ... 95
6.2.2.9 DIFERENCIA MÍNIMA DE NIVEL ENTRE NAAL y NBBL ... 96
6.2.2.10 DIFERENCIA MÍNIMA DE NIVEL ENTRE NAI y NBI ... 96
6.2.3 LONGITUD EFECTIVA DE OPERACIÓN (Leff) ... 96
6.3 PROCESO A SEGUIR PARA DISEÑO DE SEPARADORES ... 97
6.4 DISEÑO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO ... 99
XVI
6.4.1.1 SEPARACIÓN DEL AGUA Y EL PETRÓLEO ... 99
6.4.1.2 TAMAÑO DE LA GOTA DE AGUA EN EL PETRÓLEO ... 100
6.4.1.3 TAMAÑO DE LA GOTA DE PETRÓLEO EN EL AGUA ... 100
6.4.1.4 TIEMPO DE RETENCIÓN ... 101
6.5 PROCESO DE DISEÑO ... 103
6.5.1 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR ... 104
6.5.2 DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES HORIZONTALES CON VOLUMEN DE LÍQUIDO DIFERENTE A 50% ... 104
6.5.2.1 RESTRICCIÓN POR CAPACIDAD DE GAS ... 108
6.5.2.2 RESTRICCIÓN POR LA ECUACIÓN DE SEPARACIÓN ... 108
6.5.2.3 DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD COSTURA-COSTURA ... 109
6.5.2.4 RELACIÓN DE ESBELTEZ ... 111
6.5.3 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO MECÁNICO ... 112
6.5.4 TEMPERATURA PARA EL DISEÑO ... 112
6.5.5 PRESIÓN DE DISEÑO ... 112
6.5.6 ESFUERZOS MÁXIMOS PERMISIBLES ... 113
6.5.7 DETERMINACIÓN DEL ESPESOR DE LA PARED DEL RECIPIENTE . ... 114
6.5.8 CORROSIÓN PERMISIBLE ... 115
6.5.9 PROCEDIMIENTO DE INSPECCIÓN ... 115
6.5.10 ESTIMACIÓN DEL PESO DEL SEPARADOR ... 115
6.5.11 ESPECIFICACIONES PARA RECIPIENTES BAJO PRESIÓN ... 117
6.5.12 BOQUILLAS ... 117
6.6 PROCESO DE DISEÑO DEL SEPARADOR EN ESTUDIO ... 118
CAPÍTULO VII ... 126
7. DESCRIPCIÓN DE LA CONSTRUCCIÓN ... 126
7.1 ANTECEDENTES ... 126
7.2 SECCIÓN DE TRAZO Y CORTE ... 126
7.2.1 MÁQUINA DE OXICORTE CNC ... 126
7.2.2 PANTÓGRAFO DE CORTE ... 127
7.2.3 TORNO Y FRESADORA ... 128
XVII
7.4 SECCIÓN DE SOLDADURA ... 130
7.4.1 SOLDADURA DEL CILINDRO ... 131
7.4.2 SUELDA DE CORDÓN CONTINUO ... 132
7.4.3 CONSTRUCCIÓN DE LOS CASQUETES ... 132
7.4.4 PRUEBAS DE SOLDADURA ... 133
7.5 BOCAS DEL SEPARADOR ... 134
7.5.1 BOCAS PARA TOMA DE MUESTRAS ... 135
7.5.2 MANHOLE ... 135
7.5.3 BOCA DE ENTRADA DE FLUIDOS ... 137
7.5.4 BOCAS DE SALIDA DE LOS FLUIDOS ... 137
7.5.5 BOCAS PARA INSTRUMENTACIÓN ... 137
7.6 DOMO DE GAS ... 138
7.7 CONSIDERACIONES ESPECIALES ... 139
7.8 PROTECCIÓN A LA CORROSIÓN... 140
7.9 SILLAS DEL SEPARADOR ... 140
7.10 INTERNOS DEL SEPARADOR ... 141
7.10.1 DEFLECTOR ... 142
7.10.2 PLACA ROMPE VÓRTICE... 143
7.10.3 EXTRACTOR DE NIEBLA ... 144
7.10.4 SISTEMA DE LIMPIEZA SAND JET ... 146
7.11 GRANALLADO ... 146
7.12 RECUBRIMIENTOS ... 148
7.13 REVESTIMIENTO ... 148
CAPÍTULO VIII ... 151
8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 151
8.1 CONCLUSIONES ... 151
8.2 RECOMENDACIONES ... 152
GLOSARIO DE TÉRMINOS ... 154
XVIII
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 1. POZOS PRODUCTORES DEL CAMPO VILLANO A... 10
FIGURA 2. POZOS INYECTORES ... 11
FIGURA 3. BATERÍA DE SEPARACIÓN CAMPO VILLANO A ... 12
FIGURA 4. TANQUES DE ALMACENAMIENTO VILLANO ALFA ... 16
FIGURA 5. HIDROCICLONES ... 17
FIGURA 6. BOMBAS DE LA LÍNEA DE FLUJO ... 19
FIGURA 7. BOMBA PARA INYECCIÓN DE AGUA WIP ... 20
FIGURA 8. BOMBAS BOOSTER A/B/C ... 21
FIGURA 9. SAMPLER... 22
FIGURA 10. SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS ... 23
FIGURA 11. LAYOUT GENERAL DEL CPF ... 24
FIGURA 12. MICROFOTOGRAFÍA DE UNA EMULSIÓN AGUA EN PETRÓLEO ... 42
FIGURA 13. ESTABILIZACIÓN DE LA EMULSIÓN ... 42
FIGURA 14. PROCEDIMIENTO DE LA PRUEBA DE BOTELLA ... 44
FIGURA 15. EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN LA VISCOSIDAD DE DIFERENTE CRUDOS .. 46
FIGURA 16. ACCESORIOS DE LA SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA ... 47
FIGURA 17. ACCIÓN DE LAS FUERZAS EN LA SEPARACIÓN DE FASES ... 48
FIGURA 18. DISPOSITIVOS DE LA SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NIEBLA ... 49
FIGURA 19. SEPARADOR VERTICAL ... 45
FIGURA 20. SEPARADOR HORIZONTAL ... 47
FIGURA 21. DIMENSIONES TÍPICAS EN UN SEPARADOR CON ESPACIO PARA VENTEO ... 48
FIGURA 22. FILTROS COALESCEDORES ... 50
FIGURA 23. SEPARADOR DE FILTRO ... 51
FIGURA 24. SEPARADOR HORIZONTAL ... 53
FIGURA 25. VÁLVULAS TÍPICAS PARA MANTENER LA PRESIÓN ... 56
FIGURA 26.PARTES DE UN VÓRTICE ... 59
FIGURA 27. VÓRTICES EN UN SEPARADOR ... 60
FIGURA 28. SEPARADORES HORIZONTALES CON BOTA DECANTADORA ... 67
XIX
FIGURA 30. SEPARADOR HORIZONTAL CON COMPARTIMIENTOS SEPARADOS ... 71
FIGURA 31. TIPOS DE DEFLECTORES ... 73
FIGURA 32.TIPOS DE DISTRIBUIDORES ... 74
FIGURA 33. EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO MALLA ... 75
FIGURA 34. EXTRACTORES DE NIEBLA TIPO PLACAS ... 77
FIGURA 35. EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO CICLÓN ... 79
FIGURA 36. PLACAS ROMPE-VÓRTICE ... 79
FIGURA 37. PLACAS ROMPE-ESPUMA ... 80
FIGURA 38. PLACAS ROMPE-OLAS ... 81
FIGURA 39. SISTEMA SAND JET ... 81
FIGURA 40. IDENTIFICACIÓN DE LOS NIVELES EN SEPARADORES ... 91
FIGURA 41.NIVELES EN UN SEPARADOR HORIZONTAL ... 92
FIGURA 42. DISTRIBUCIÓN DE TAMAÑOS DE GOTA PARA EL AGUA ... 102
FIGURA 43. RELACIÓN DE ÁREAS (Α) VS. ALTURAS (Β) PARA SEPARADORES HORIZONTALES LLENADOS CON VOLÚMENES DISTINTOS AL 50% DE LÍQUIDO. ... 106
FIGURA 44. CONSTANTE PARA CÁLCULO DE LA RESTRICCIÓN POR CAPACIDAD DEL GAS VS. ALTURA DEL LÍQUIDO EN SEPARADORES HORIZONTALES LLENADOS CON VOLÚMENES DE LÍQUIDO DISTINTOS A 50% DE SU CAPACIDAD. ... 107
FIGURA 45. DISTRIBUCIÓN DE LAS LONGITUDES ESTIMADAS EN UN SEPARADOR HORIZONTAL. ... 111
FIGURA 46. DETERMINACIÓN GRÁFICA DE Α PARA EL CASO EN ESTUDIO ... 120
FIGURA 47. DETERMINACIÓN GRÁFICA DE Β PARA EL CASO EN ESTUDIO ... 122
FIGURA 48. GRÁFICA DEL ÁREA DEL SELECCIÓN DE LA COMBINACIÓN D-LSS, PARA EL SEPARADOR EN ESTUDIO ... 123
FIGURA 49. EQUIPOS Y PROCESO DE TRAZO Y CORTE ... 127
FIGURA 50. PANTÓGRAFO DE CORTE ... 127
FIGURA 51. TORNOS Y MAQUINA FRESADORA ... 128
FIGURA 52. PROCESO DE DOBLADO PRIMARIO CON DOBLADORA DE 3 RODILLOS ... 129
FIGURA 53. DOBLADO FINAL DE LA PLANCHA DE ACERO PARA CONFORMAR LOS ANILLOS DEL CUERPO DEL SEPARADOR ... 129
XX
FIGURA 55. PROCESOS PREVIOS A LA SOLDADURA; FABRICACIÓN DE BISELES, PLACAS DE SUJECIÓN TEMPORAL DE ANILLOS SOLDADOS, CILINDRO FORMADO POR SUELDAS
PRELIMINARES. ... 131
FIGURA 56. MÁQUINAS SOLDADORAS DE CORDÓN CONTINUO ... 132
FIGURA 57. CONSTRUCCIÓN DE CASQUETES DEL SEPARADOR; HEMISFÉRICOS Y ELIPSOIDALES ... 133
FIGURA 58. DISTRIBUCIÓN DE LAS LONGITUDES EN LOS CASQUETES DEL SEPARADOR .. 133
FIGURA 59. RADIOGRAFÍA TOMADA A UN CORDÓN DE SUELDA, MUESTRA CAVIDADES A LO LARGO DEL CORDÓN ... 134
FIGURA 60. PRUEBA DE FLUIDOS PENETRANTES, IZQ. DETALLE DE FALLA EN CORDÓN DE SUELDA DELATADO POR LA COLORACIÓN ROJIZA. ... 135
FIGURA 61. DISTRIBUCIÓN DE LAS BOCAS PARA TOMA DE MUESTRA E INSTRUMENTACIÓN EN EL SEPARADOR ... 136
FIGURA 62. DISTRIBUCIÓN TÍPICA DE UN MANHOLE PARA SEPARADORES HORIZONTALES ... 136
FIGURA 63. DOMO PARA GAS; DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN FINAL ... 139
FIGURA 64. ESQUEMA Y VISTA PRELIMINAR DE SILLAS PARA REPOSO DEL CUERPO DEL SEPARADOR EN ESTUDIO ... 141
FIGURA 65. TIPOS DE SOPORTE PARA LOS INTERNOS DEL SEPARADOR ... 142
FIGURA 66. DEFLECTOR TIPO CODO DE 90° ... 143
FIGURA 67. DETALLE DE LA PLACA ROMPE-VÓRTICES ... 144
FIGURA 68. EXTRACTOR DE NIEBLA, COLOCADO BAJO EL DOMO DE GAS DEL SEPARADOR ... 145
FIGURA 69. DETALLE DE UBICACIÓN DEL EXTRACTOR DE NIEBLA ... 145
FIGURA 70. COALESCEDOR TIPO ALETA, SECCIÓN DE COALESCENCIA ... 145
FIGURA 71. ESQUEMA DEL SISTEMA DE LIMPIEZA SAND JET ... 147
FIGURA 72. COMPARACIÓN ENTRE SUPERFICIES SIN GRANALLAR (IZQ.) Y GRANALLADA (DER.) ... 147
XXI
ÍNDICE DE ECUACIONES
ECUACIÓN 1. VELOCIDAD TERMINAL ... 40
ECUACIÓN 2. LEY DE STOKES ... 40
ECUACIÓN 3. LEY DE STOKES (2) ... 87
ECUACIÓN 4. VELOCIDAD DE DECANTACIÓN ... 88
ECUACIÓN 5. Nº DE REYNOLDS ... 88
ECUACIÓN 6. VELOCIDAD TERMINAL ... 100
ECUACIÓN 7. RELACIÓN DLEFF ... 104
ECUACIÓN 8. RELACIÓN DLEFF (SI) ... 104
ECUACIÓN 9. RELACIÓN D2LEFF ... 105
ECUACIÓN 10. RELACIÓN D2LEFF (SI) ... 108
ECUACIÓN 11. CÁLCULO DEL ÁREA FRACCIONAL DEL AGUA ΑW ... 108
ECUACIÓN 12. ALTURA FRACCIONAL ΒW ... 109
ECUACIÓN 13. DIÁMETRO MÁXIMO ... 109
ECUACIÓN 14. ESTIMACIÓN DE LSS (SI) ... 110
ECUACIÓN 15. ESTIMACIÓN DE LSS ... 110
ECUACIÓN 16. ESPESOR DE PARED PARA RECIPIENTES CILÍNDRICOS ... 114
ECUACIÓN 17. ESPESOR DE PARED PARA CABEZAS ELIPSOIDALES 2:1 ... 114
ECUACIÓN 18. ESPESOR DE PARED PARA CABEZAS HEMISFÉRICAS ... 114
ECUACIÓN 19. PESO DEL CILINDRO... 116
ECUACIÓN 20. PESO DEL CILINDRO (SI) ... 116
XXII
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 1. REFERENCIAS DEL CAMPO VILLANO ALFA ... 6 TABLA 2. PROPIEDADES FÍSICAS DEL CRUDO VILLANO-8 ... 7 TABLA 3. PRESENCIA DE CONTAMINANTES EN EL CRUDO VILLANO-8 ... 7 TABLA 4. COMPOSICIÓN DEL CRUDO VILLANO-8... 8 TABLA 5. VOLUMEN DE FLUIDOS PRODUCIDOS EN EL CAMPO VILLANO ALFA ... 10 TABLA 6. CONDICIONES DE DISEÑO DE LOS SEPARADORES... 14 TABLA 7. PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE LA BATERÍA DE SEPARACIÓN ... 15 TABLA 8. DIMENSIONES DE LOS SEPARADORES ... 15 TABLA 9. CARACTERÍSTICAS DE LOS TANQUES DE VILLANO ALFA ... 16 TABLA 10. CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS DE LA LÍNEA DE FLUJO ... 18 TABLA 11. CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS DE TRANSFERENCIA... 19 TABLA 12. CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS DE INYECCIÓN DE AGUA ... 20 TABLA 13. CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS BOOSTER PARA PETRÓLEO A/B/C ... 21 TABLA 14. CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS BOOSTER PARA AGUA A/B/C/D ... 22 TABLA 15. SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS ... 23 TABLA 16 IDENTIFICACIÓN DE NIVELES EN UN RECIPIENTE ... 90 TABLA 17. INFORMACIÓN REQUERIDA PARA EL DISEÑO DEL SEPARADOR ... 97 TABLA 18. RECOMENDACIONES PARA SELECCIÓN DEL SEPARADOR ... 98 TABLA 19. TIEMPO DE RETENCIÓN EN FUNCIÓN DE LA GRAVEDAD API DEL CRUDO ... 103 TABLA 20. MÍNIMA DIFERENCIA ENTRE MAWP Y PRESIÓN DE OPERACIÓN ... 113 TABLA 21. INFORMACIÓN UTILIZADA EN EL DISEÑO DEL SEPARADOR ... 119 TABLA 22. RESULTADOS DE LA ESTIMACIÓN DE D Y LSS PARA EL SEPARADOR EN ESTUDIO
... 120 TABLA 23. DISTRIBUCIÓN DE LAS BOCAS DE SALIDA DE FLUIDOS DEL SEPARADOR DEL
SEPARADOR EN ESTUDIO ... 137 TABLA 24. DISTRIBUCIÓN DE LAS BOCAS DESTINADAS A INSTRUMENTACIÓN EN EL
SEPARADOR EN ESTUDIO ... 138 TABLA 25. CARACTERÍSTICAS DE LA PLACA ROMPE VÓRTICES INSTALADA EN EL
XXIII
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO 1. CURVAS DE LONGITUD VS. CAPACIDAD DEL TAMBOR ... 164 ANEXO 2. LONGITUDES DE CUERDAS Y ÁREAS DE LAS SECCIONES
CIRCULARES VS. ALTURAS DE LA CUERDA ... 165 ANEXO 3. ESFUERZO PERMISIBLE PARA DISTINTOS MATERIALES ... 166 ANEXO 4. TIPOS DE SOLDADURA PARA RECIPIENTES BAJO PRESIÓN ... 167 ANEXO 5. FÓRMULAS PARA RECIPIENTES BAJO PRESIÓN INTERNA ... 168 ANEXO 6. CONSIDERACIONES PARA RECIPIENTES BAJO PRESIÓN INTERNA ... 169 ANEXO 7. ESPECIFICACIÓN DE MATERIALES PARA FABRICACIÓN DE
XXIV
ABREVIATURAS
ASME. American Society of Mechanical Engineers BFPD Barriles de fluido por día
BPPD Barriles de petróleo por dia BWPD Barriles a agua por dia
BS&W. Bold Solid and Water, Agua y Sólidos totales disueltos
cP centiPoise.
CPF Central Processing Facilities
ESP Bomba electrosumergible
FWKO. Free Water Knockout
SSE. South South East, Sur Sureste WNW West North West, Oeste Noroeste
W/O Emulsión normal; agua dispersa en petróleo.
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CAPÍTULO I
4.1.PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Es fundamental en el área de producción de petróleo crudo, luego de realizadas las operaciones de perforación, pruebas de producción y completación del pozo, direccionar los fluidos producidos hacia las facilidades de producción, lugar donde se separarán las distintas fases componentes de la mezcla. El separador trifásico tipo Free Water Knockout generalmente está ubicado como equipo inicial de este proceso, es fundamental conocer su estructura, entender su funcionamiento y los fenómenos que actúan en la separación mecánica de fases, para así poder concebir su diseño. Conjuntamente el conocimiento del proceso de construcción del equipo ayuda a preveer posibles problemas de operación, y es una herramienta para implementar posibles correcciones o innovaciones futuras al equipo.
4.2.OBJETIVOS
4.2.1. OBJETIVO GENERAL
Estudiar el proceso de diseño un separador trifásico FWKO para las facilidades de producción del Campo Villano Alfa y describir su construcción mediante la aplicación de directrices emitidas por la Norma ASME Sección VIII, División I en la empresa Acero de los Andes SA.
4.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Exponer los antecedentes, limitaciones y metodología empleada para el estudio del proceso de diseño y construcción de un separador trifásico FWKO.
Describir los equipos y procesos que constituyen el Campo Villano Alfa.
Exponer los principios básicos de separación mecánica de fases y de funcionamiento del separador.
2
Describir los componentes y clasificación de los separadores trifásicos Free Water Knockout.
Estudiar la metodología manejada para el diseño del separador trifásico para el campo Villano Alfa.
Establecer las fases y equipos del proceso de construcción del separador trifásico en la planta industrial de Acero de los Andes.
Plantear las perspectivas operativas del campo Villano Alfa luego de la inclusión del equipo de separación adicional.
4.3.JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN
La presencia de agua, gas y sedimentos asociados al petróleo crudo ha constituido un serio problema para las operaciones de las facilidades de producción, debido principalmente al efecto abrasivo que producen sobre los equipos las sales y sedimentos disueltos en el agua de formación.
El agua y el crudo son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos líquidos coexisten como dos fases distintas. Durante las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica de petróleo crudo y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una velocidad promedio de 1 pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión. Sin embargo, al pasar por toda la infraestructura de producción durante el levantamiento y transporte en superficie (bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el petróleo en forma de emulsión agua/petróleo.
La importancia de este trabajo radica en la necesidad de extraer la mayor cantidad posible de agua libre y gas asociado, hasta lograr reducir su contenido a parámetros de operación óptima para las siguientes unidades deshidratadoras de crudo, y finalmente obtener un petróleo crudo con un porcentaje de BS&W igual o inferior al 0,5% conforme al Acuerdo Ministerial 014 Reglamento para el Transporte de petróleo crudo a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito
Amazónico, emitido por la Dirección Nacional de Hidrocarburos.
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aplicado a una gran variedad de equipos usados para separar mezclas de dos o más fases.
Los equipos de separación mecánica generalmente constituyen procesos iníciales en un CPF por lo que una falla o baja capacidad de separación afecta directamente a la capacidad de toda la instalación.
En el Ecuador se utilizan principalmente equipos separadores con disposición horizontal debido principalmente a que se tiene una relativa baja relación gas-líquido, además su costo es menor en comparación a equipos verticales destinados en su mayoría a separar la fase gaseosa.
En el diseño de separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que pueden encontrarse los fluidos y el efecto que sobre éstos puedan tener las diferentes fuerzas o principios físicos.
Los principios fundamentalmente considerados para realizar la separación física de gas y líquido son: el momentum ó cantidad de movimiento, la fuerza de gravedad y la
coalescencia. Toda separación puede emplear uno o más de estos principios, pero siempre las fases de los fluidos deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separación.
El presente proyecto hace énfasis en compilar y ordenar información técnica publicada vigente para el diseño y la construcción de separadores trifásicos de agua libre, esto se hace necesario para un mejor entendimiento y aprovechamiento en razón de que la bibliografía relacionada es vasta.
Durante esta investigación se concibió como meta a alcanzar el desarrollo de un texto que recopile tanto los fundamentos teóricos para el diseño y selección de separadores del tipo FWKO así como las técnicas y equipos utilizados en el ensamblaje del equipo.
4.4.IDEA A DEFENDER
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separación; ayudando a prevenir bajas en la capacidad de operación de las facilidades de producción.
4.5.METODOLOGÍA 4.5.1. MÉTODOS
En la elaboración del presente trabajo se empleó el Método Sintético, para el manejo de la información obtenida a lo largo de la investigación, el Método Analítico fue manejado durante la observación de los procesos de construcción del equipo de separación, y manejo de los datos recopilados en el Campo Villano Alfa, adicionalmente se empleó el Método Deductivo durante el estudio del diseño y construcción del separador.
4.5.2. TÉCNICAS
4.5.2.1.TÉCNICA DE CAMPO
Para el levantamiento de la información necesaria para la preparación de este trabajo se realizaron visitas periódicas a la planta de Industrias Acero de los Andes S.A. durante el proceso de construcción del separador, de igual manera la recopilación de la información referente al Campo Villano Alfa fue resultado de una breve estadía en sus instalaciones.
4.5.2.2.RECOPILACIÓN BIBLIOGRÁFICA
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CAPÍTULO II
2. 2 CAMPO VILLANO ALFA 4.1.UBICACIÓN
El Campo Villano Alfa está ubicado en la amazonía ecuatoriana, aproximadamente a 185 Km en dirección SSE de Quito, está rodeado de flora y fauna ambientalmente sensible; el CPF (Central Processing Facilities) está ubicado a unos 40 Km al WNW de Villano Alfa.
No existe un carretero de acceso a Villano, todas las operaciones de perforación, construcción y producción se vienen realizando ayudadas por helicópteros, no existen planes para la implementación de un carretero hacia esta zona.
4.2.DATOS DEL CAMPO
Tabla 1. Referencias del Campo Villano Alfa
Temperatura Ambiente Rango de 50 – 95 Grados Fahrenheit
Humedad relativa, máx. 100%
Elevación 414 msnm
Medioambiente Bosque Tropical Lluvioso
Tipo de área eléctrica Clase I Grupo D. División 2 Velocidad máx. del viento 80 millas por hora
Zona sísmica 4
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP Oil Ecuador
4.3.CONSIDERACIONES AMBIENTALES
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La disposición final del agua producida no se realiza en superficie sino que ésta recibe el tratamiento necesario para la inyección del agua en la zona donde va a ser depositada definitivamente; la legislación actual requiere que el la presencia de hidrocarburos totales menor a 35 ppm.
Las facilidades de producción están diseñadas para minimizar la emisión de residuos de fluidos del proceso, agua producida y químicos, se ha incluido un sistema de recolección de fluidos producto de derrames o fugas en las líneas.
4.4.CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO DEL CAMPO VILLANO ALFA
Para el diseño de las instalaciones se contó con un completo análisis de las propiedades físico químicas del crudo proveniente del pozo número 8, se demostró que las propiedades de éste eran apropiadas para el diseño de las facilidades en superficie.
Tabla 2. Propiedades físicas del crudo Villano-8
Peso Molecular (MW) 351.24
Gravedad API 18.0
Gravedad Específica (SG) 0.9465@60 °F
Viscosidad, cP 21.1@138 psig y 215°F
Viscosidad cinemática, cSt 535.95@100°F
Viscosidad cinemática, cSt 37.91@210°F
Punto de vertido, °F 45
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: Reporte de Laboratorios CORE
Tabla 3. Presencia de Contaminantes en el crudo Villano-8
Azufre, %peso 2.15
Asfáltenos, %peso 10.85
Níquel, ppm 66.2
Vanadio, ppm 316.8
8
Tabla 4. Composición del crudo Villano-8
COMPONENTE MOL%
CO2 0.07
N2 0.01
C1 5.19
C2 0.30
C3 0.23
I-C4 0.07
N.C4 0.19
I-C5 0.59
N-C5 0.35
C6´s 1.50
C7´s 3.08
C8´s 4.93
C9´s 7.37
C10´s 4.75
C11´s 3.82
C12´s 4.82
C13´s 5.71
C14´s 4.95
C15´s 4.73
C16´s 3.91
C17´s 3.50
C18´s 3.48
C19´s 3.30
C20´s 33.15
TOTAL 100.00
Elaborado por: Tomás Freire C.
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4.4.1. RESULTADOS DE PRUEBAS DE DESMULSIFICACIÓN
La prueba de botella cargada con 2 desmulsificantes químicos, DMO-8288 y DMO-5050 realizada en el laboratorio arrojó como resultado una efectiva separación del agua en alrededor de 30 minutos, pero se debe tomar en cuenta que gran parte de los fluidos no son separados en Villano Alfa sino que son enviados hacia el CPF, como resultado de esto, el efecto del desmulsificante es reducido significativamente debido al paso de los fluidos del pozo a lo largo de la línea de flujo lo que genera una re-dispersión del agua en el petróleo y viceversa. La disminución de la temperatura de los fluidos en el CPF resulta en un aumento de la viscosidad que probablemente retarda la coalescencia de las gotas de agua.
4.5.DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES Y DEL PROCESO 4.5.1. SISTEMA DE POZOS PRODUCTORES
Estos pozos producen mediante el método de levantamiento artificial ESP
(Electro Submersible Pump) proveído por CENTRLIFT; la energía eléctrica necesaria para las instalaciones de Villano Alfa es generada en el CPF.
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Figura 1. Pozos Productores del Campo Villano A
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP Oil Ecuador
Los pozos del Campo Villano Alfa producen de la formación Hollín, manejan un
BS&W de alrededor de 88.5%. Al momento del estudio (septiembre, 2009) el Campo Villano Alfa opera 11 pozos que manejan los siguientes volúmenes de fluido:
Tabla 5. Volumen de fluidos producidos en el Campo Villano Alfa
POZO BFPD*
Villano 4 29,180
Villano 5 15,000
Villano 7 8,600
Villano 3 3,500
Villano 8 8,800
Villano 6 21,700
Villano 13 19,300
Villano 17 14,000
Villano 10 9,750
Villano 15 25,000
Villano 16 21,900
TOTAL 176,730
*Valores Promedio
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4.5.2. SISTEMA DE POZOS INYECTORES
Son pozos que han dejado de ser económicamente productivos cuya función fundamental es inyectar el agua producida hacia su disposición final en este caso hacia la misma formación de la que fueron producidos conjuntamente con el petróleo, el agua es tratada con el fin de que cumpla con los parámetros establecidos para su inyección, estos son que exista una concentración menor a 35 ppm de hidrocarburos totales, éstos parámetros están regulados por el Reglamento Ambiental Para Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador (RAOHE), decreto 1215, manejado por la Dirección Nacional de Protección Ambiental Hidrocarburífera.
Villano Alfa cuenta actualmente con dos pozos inyectores (Fig. 2), uno de alta presión I-9 manejando un volumen de agua de alrededor de 35200 BPD a una presión de 3522 psig, y un segundo pozo I-12, que inyecta en promedio 32800 BPD.
Figura 2. Pozos Inyectores
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP
4.5.3. DISTRIBUIDOR DE PRODUCCIÓN (PRODUCTION MANIFOLD)
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separación, el manifold cuenta además con una línea de 2” con el siguiente equipo de instrumentación un FE (Elemento de Flujo), PIT (Indicadores Transmisores de Presión), TIT (Transmisores Indicadores de Temperatura), PSHH (Interruptor de Presión Alta), PSLL (Interruptor de Presión Baja)
4.5.4. EQUIPO DE SEPARACIÓN FREE WATER KNOCK OUT
La batería de separación está constituida actualmente por dos equipos de separación trifásica tipo Free Water Knockout, denominados como FWKO A y FWKO B, estos equipos tienen la particularidad de ser equipos híbridos; es decir cuentan con un sistema de separación por coalescencia electrostática y un sistema KO Drum, pero actualmente únicamente funcionan como separadores de agua libre, el flujo de gas separado en estos equipos es mínimo, y direccionada hacia un Flare KO Drum donde es secado para luego ser enviado hacia los tanques de almacenamiento con el fin de mantener la presión interna y proporcionar una atmosfera no explosiva, manteniendo bajos los niveles de oxígeno en los tanques.
Figura 3. Batería de separación Campo Villano A
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Existe un flujo preferencial por ubicación hacia el FWKO A, los parámetros de diseño con los que fueron construidas incluyen los siguientes elementos; una sección para coalescencia, celdas electrostáticas, sistema de protección catódica, sistema para romper vórtices, colector de petróleo, trampa KO.
4.5.4.1.CARACTERÍSTICAS DE LOS SEPARADORES
Los separadores Free Water Knockout de la Estación Villano Alfa están diseñados para manejar 22,500 BPD de petróleo seco y 40,000 BPD de agua de formación, constan de dos secciones:
Primera sección: Free Water Knockout
Segunda sección: Deshidratador Electrostático
La sección de Deshidratación Electrostática se encuentra fuera de funcionamiento, por lo que únicamente brinda espacio para el almacenamiento y tiempo de residencia para la separación del petróleo y el agua.
4.5.4.2.CONDICIONES DE DISEÑO DE LOS SEPARADORES
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Tabla 6. Condiciones de diseño de los separadores
Tasa de petróleo 22,500 BPD
Gravedad API del petróleo 20.4
Punto de vertido 45 °F
Tasa de agua 40,000 BPD
Gravedad Específica del agua 1
Sulfito de Hidrogeno 9 a 65 ppm
Presencia de parafina NO
Formación de espuma NO
Presión de operación 250 – 275 psig
Temperatura de entrada 205 °F
Presión de diseño 300 psig
Temperatura de operación estimada 205 °F
BS&W deseado <5.0 %
Temperatura de diseño 260 °F
Elevación de la estación 1,360 Ft
Calidad del agua efluente <2,000 ppm de Hidrocarburos
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP Oil Ecuador
4.5.4.3.CONDICIONES ACTUALES DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES
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Tabla 7. Parámetros de operación de la Batería de Separación
FWKO A
Presión de
operación 204.3 psig
Temperatura de
operación 208 °F
Taza de Flujo 42,100 BWPD
FWKO B
Presión de
operación 197 psig
Temperatura de
operación 205 °F
Taza de Flujo 42,000 BWPD
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP Oil Ecuador
Actualmente los separadores están trabajando sobre diseño; el FWKO A trabaja al 104 % y el FWKO B al 102 %, razones por las cuales se hace imperativa la inclusión de un separador adicional en las instalaciones de Villana Alfa.
Tabla 8. Dimensiones de los Separadores
Diámetro interno 3,000 mm
Longitud total 19,800 mm
Cabezas Elipsoidales
Capacidad nominal 882 Barriles
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP Oil Ecuador
4.5.5. SISTEMA DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
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Figura 4. Tanques de Almacenamiento Villano Alfa
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP Oil Ecuador
Tabla 9. Características de los Tanques de Villano Alfa
Tanque de almacenamiento de
petróleo
Capacidad nominal 10,000 bbl
Presión de diseño 0.126 psi Presión interna de
diseño 3.5525 inch WC
Temperatura de
diseño 200 °F
Temperatura de
operación 174.2 °F
Tanques de desnatado A y B
Capacidad nominal 5,000 bbl
Presión de diseño 2 / -0.57 Oz Presión interna de
diseño 3.5525” WC
Gravedad especifica 1 @ 200 °F
Temperatura de
operación 174.2 °F
17
Todos los tanques están conectados a tierra, o bien aterrizados por medio de varios cables especiales a una celda de varillas de cobre, para evitar que la gran masa de hierro y acero de la que están construidos atraigan las descargas eléctricas producidas por tormentas eléctricas. Cuentan además con sistemas de venteo normal y de emergencia, válvulas de presión y vacío, dispositivos arresta llamas, transmisores y medidores de nivel presión y temperatura. Presentan además protección ante la corrosión, utilizando recubrimiento epóxico en el interior y exterior de los tanques, se utiliza pintura asfáltica de cuerpo grueso, para el exterior se emplea una capa adicional de acabado con blanco de plomo o zinc.
4.5.6. HIDROCICLONES
Son equipos diseñados para separar la fase sólida de los fluidos, la mezcla desciende rotando a través del hidrociclón. Por efecto de la fuerza centrífuga, la fase sólida es lanzada a las paredes exteriores del hidrociclón. El rendimiento del equipo depende fundamentalmente del tamaño de las partículas sólidas.
Figura 5. Hidrociclones
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP Oil Ecuador
18 4.5.7. SISTEMA DE BOMBAS
Una bomba es una turbo maquina generadora para líquidos. La bomba se usa para transformar la energía mecánica en hidráulica. El sistema de bombas en la estación Villano Alfa es integrado por los siguientes elementos:
4.5.7.1.BOMBAS CENTRÍFUGAS
Los pozos en el campo Villano Alfa están provistos de un sistema de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible, provisto por CENTRILIFT. Estas son bombas multietapas; cada etapa constituida por un impulsor y un difusor, este tipo de bomba permite manejar un amplio rango de tasas de flujo incluso mayores a 100,000 BPD. Están automatizadas para su control y supervisión, el principal fenómeno físico de transferencia de energía es el efecto centrífugo ejercido sobre el fluido. Por otra parte, el efecto de la forma de la carcasa sobre el fluido es la transformación de energía (de cabeza de velocidad a cabeza de presión).
4.5.7.2.BOMBAS DE LA LÍNEA DE FLUJO A/B/C/D
Son bombas horizontales tipo tornillo provistas de una cámara de empuje que interiormente esta provista de un sello de crudo y un sello de aceite, son las encargadas de bombear los fluidos hacia el CPF, proporcionan una presión en el oleoducto de 1620 psig y maneja un volumen de fluido de alrededor de 89150 BFD.
Tabla 10. Características de las Bombas de la Línea de Flujo
Presión de descarga 1,920 psi Capacidad de bombeo 20,000 BFPD
Motor 800/400 HP 1800/900 RPM
Tipo Horizontal de tornillo Elaborado por: Tomás Freire C.
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Figura 6. Bombas de la Línea de Flujo
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP Oil Ecuador
4.5.8. BOMBAS DE TRANSFERENCIA A/B
La estación cuenta con dos bombas de desplazamiento positivo, accionadas por motores eléctricos. La función específica de éstas bombas es transferir crudo desde el tanque de almacenamiento en dirección hacia la succión de las bombas de la línea de flujo A/B/C/D, manteniendo así un nivel bajo de crudo con un stock estimado de 1500 barriles. Están provistas de accesorios como PI (Indicador de Presión), RO (Orificio de Restricción, Placa Orificio), PDI (Indicador de Diferencial de Presión).
Tabla 11. Características de las Bombas de Transferencia
Capacidad 200 GPM
Motor 200 HP
Presión de descarga 300 a 600 psi
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP Oil Ecuador
4.5.9. WATER INJECTION PUMPS A/B/C/D:
Son bombas centrifugas accionadas por un motor eléctrico, están provistas de dos sellos, en el lado coupling1 y en le lado de la bomba. Son de vital importancia en la
1
20
Estación Villano Alfa puesto que su función es la de proporcionar presión y caudal hacia los pozos inyectores I-12 e I-9 (Figura 2), que manejan un volumen de alrededor de 65,700 BWPD inyectados hacia la formación Hollín; lugar de donde los fluidos fueron producidos.
Actualmente la estación maneja cuatro bombas, se espera poner en funcionamiento una quinta bomba, esto por cuanto Villano Alfa cuenta con la autorización pertinente para utilizar al pozo V-14 como pozo inyector, esto solventará las necesidades de manejo de agua de formación para el desarrollo de los campos Villano A y B.
Figura 7. Bomba para Inyección de Agua WIP
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP Oil Ecuador
Tabla 12. Características de las bombas de inyección de agua
Velocidad 2,890 a 3590 RPM
Tipo Centrífuga
Caudal 20,749 BWPD
Presión de descarga 3,040 psi
Presión de succión 150 psi
Diferencial de cabeza 6820 Ft
21 4.5.10.OIL BOOSTER PUMPS A/B/C
Son bombas centrífugas verticales cuya función fundamental es la de proporcionar la presión de succión requerida para un óptimo funcionamiento de las bombas de la línea de flujo con dirección al CPF, la estación Villano Alfa cuenta con tres bombas Booster dispuestas en un mismo patín, generalmente la estación mantiene en funcionamiento únicamente a dos y la tercera entra en funcionamiento durante tareas de mantenimiento y reparación.
Figura 8. Bombas Booster A/B/C
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP Oil Ecuador
Tabla 13. Características de las Bombas Booster para Petróleo A/B/C
Capacidad de bombeo 205 m3/h
Capacidad mínima 34.3 m3/h
Presión de succión 300 psi
Diferencial de presión 289 m @capacidad de
bombeo
Temperatura de diseño 220 °F
Densidad 877 Kg/m3 @Temp. de bombeo
Viscosidad 15 cP @Temp. de bombeo
Presión de vapor 237 psi @Temp. de bombeo
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4.5.11.WATER BOOSTER PUMPS A/B/C/D
Villano Alfa cuenta con cuatro bombas Booster para proporcionar la presión de succión suficiente para la admisión de las bombas WIP (Figura 7) que manejan presiones de succión de alrededor de 230 psig.
Tabla 14. Características de las Bombas Booster para Agua A/B/C/D
Velocidad 3600 RPM
Tipo centrífuga
Caudal 30,144 BPD
Presión de descarga 150 psi
Presión de succión 10 psi
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP Oil Ecuador
4.5.12.UNIDAD SAMPLER O TOMA MUESTRAS
Esta unidad tiene como finalidad permitir la extracción de muestras desde los separadores, a través de un sistema de tuberías que permite acceder a diferentes niveles de los fluidos al interior del equipo, para poder caracterizarlos durante el proceso, y así evaluar el proceso de separación de las distintas fases. Está ubicado entre los equipos de separación de agua libre, cuenta con un sistema de intercambio de calor para reducir la temperatura de la muestra.
Figura 9. Sampler
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4.5.13.SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS
Este sistema mantiene la inyección continua o alternada de químicos hacia los
Free Water Knockout A y B, a la línea de flujo, a los pozos inyectores y hacia el Manifold de producción, en la tabla siguiente se presenta la configuración de este sistema.
Tabla 15. Sistema de Inyección de Químicos
Bomba Unidad Tipo de Químico
A Línea de flujo Desmulsificante
B FWKO “A” Desmulsificante
C FWKO “B” Desmulsificante
D Pozos Productores Inhibidor de corrosión
E Manifold de producción Biocida
F Manifold de producción Antiescala
G Bomba de respaldo
Elaborado por: Tomás Freire C. Fuente: AGIP Oil Ecuador
Figura 10. Sistema de Inyección de Químicos
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4.6.FACILIDADES CENTRALES DE PRODUCCIÓN (CPF)
El objetivo fundamental que cumplen estas facilidades de producción, es el de tratar los fluidos provenientes del campo Villano Alfa, ubicado en el sector Triunfo Nuevo al Noroccidente del Bloque 10; el tratamiento que en estas facilidades se realiza consiste principalmente en la deshidratación del crudo con el fin de obtener un petróleo crudo con un porcentaje igual o menor al 0,5% de BS&W; para luego ser bombeado hacia Sarayacu, y finalmente entregado en el Terminal de Baeza, por medio de una línea secundaria de 137 Km.
Otro objetivo que cumplen estas facilidades, es el de manejar un gran volumen de agua producida en asociación con el crudo, y que una vez separada del crudo y del gas debe ser tratada hasta su disposición final, para ello el CPF, cuenta con el equipo necesario para la inyección de este fluido hacia la formación Tiyuyacu, el volumen de agua promedio manejado por estas instalaciones es de 80,000 BWPD.
Cuenta además con una planta de generación eléctrica, dispone de una potencia instalada de 26.6 MW suministrada por 5 grupos motor-generador de marca Warsila-Vasa, adicionalmente cuenta con dos grupos motor-generador marca Caterpillar de 1.63 MW cada uno, que entran en funcionamiento cuando una unidad Warsila está en mantenimiento o reparación.
Figura 11. Layout general del CPF
25 4.7.DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA
Luego de analizar las variables del proceso de los fluidos en el Campo Villano Alfa y describir los equipos y sistemas que intervienen en los mismos, surge la necesidad de incluir un separador de agua libre adicional a los existentes, a continuación se presentan aspectos determinantes para esta conclusión:
El FWKO A actualmente se encuentra trabajando al 104% de la capacidad operación de la sección de separación mecánica, la sección de separación electrostática ha sido deshabilitada y modificada para funcionar como un espacio de residencia adicional para la separación mecánica de los fluidos, esta sección está trabajando al 102 % de su capacidad de operación.
El FWKO B ha sido modificado de la misma forma que el FWKO A, al momento la sección de separación mecánica trabaja al 98% de su capacidad y la sección modificada maneja el 102% del volumen para el que fue diseñado.
Los internos de los Hidrociclones A y B fueron removidos, para permitir un libre tránsito del agua de formación despojada del crudo, así se permite un manejo más dinámico de los fluidos dentro del separador, pero la función de remoción de sólidos suspendidos en el agua ha sido cancelada.
3. CAPÍTULO III
4.
3. SEPARACIÓN DE FASES
3.1CONSIDERACIONES BÁSICAS
4.1.1. PRINCIPIOS DE LA SEPARACIÓN FÍSICA
Para el diseño y construcción de separadores se hace necesario tomar en cuenta los estados en que pueden encontrarse los fluidos y fundamentalmente el efecto que puedan tener los principios físicos. Los principios considerandos para realizar la separación física de vapor, líquidos o sólidos son: el momentum o cantidad de movimiento, la fuerza de gravedad y la coalescencia. Toda separación puede usar uno o más de estos principios. Pero siempre las fases a separarse deben ser inmiscibles2 y de diferentes densidades.
4.1.2. MOMENTUM (CANTIDAD DE MOVIMIENTO)
Este principio físico demuestra que fluidos con diferentes densidades tienen diferentes momentum; así tenemos que si una corriente de dos fases se cambia bruscamente de dirección, el fuerte momentum o la gran velocidad adquirida por las fases, no permite que las partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase liviana, este fenómeno provoca la separación de fases.
Este mecanismo se logra utilizando una entrada tangencial o un deflector3 a la entrada del separador, para fines prácticos se puede decir que el tamaño mínimo de gotas que pueden ser separadas por este principio va de 5 a 10 micrones, ésta medida puede ser calculada por medio de la ecuación de Stokes, reemplazando la fuerza de gravedad por la Fuerza centrífuga.
4.1.3. FUERZA DE GRAVEDAD
La fuerza gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido suspendidas en la fase gaseosa es mayor que la fuerza de arrastre del fluido de gas sobre la gota de líquido.
2
Condición en la que 2 fluidos no se disuelven entre sí, formando un sistema bifásico. 3
Estas fuerzas definen la velocidad terminal, la cual matemáticamente se presenta usando la ecuación siguiente:
Ecuación 1. Velocidad terminal
Fuente: Arnold, Ken, Liquid-Liquid and Gas-Liquid Separators Elaborado por: Tomás Freire C.
Donde:
Vt = Velocidad terminal de la gota de liquido g = Aceleración de la gravedad
dg = Diámetro de la gota
ρg = Densidad del gas
ρl = Densidad del líquido
C’ = Coeficiente de arrastre que depende del Número de Reynolds Para el caso de decantación de una fase pesada líquida discontinua en una fase liviana líquida continua, aplica la ley de Stokes:
Ecuación 2. Ley de Stokes
Fuente: Arnold, Ken, Liquid-Liquid and Gas-Liquid Separators Elaborado por: Tomás Freire C.
Esta relación aplica para números de Reynolds de gota menores de 2, y puede demostrarse que la mayoría de los casos de decantación caen en el rango de la ley de Stokes. Básicamente, la ley de Stokes puede usarse para la flotación de una fase liviana líquida discontinua en una fase pesada líquida continua, teniendo en cuenta que la viscosidad es de la fase continua, en este caso, la fase pesada.
' 3 ) ( . 4 C d g Vt g g l p 18 ) ( . . 2
1 gdg g l
F
Para obtener una buena velocidad de asentamiento se requiere que la viscosidad del crudo se reduzca y el diámetro de la gota aumente, esto se puede lograr adicionando calor a la mezcla, la densidad del petróleo no se afecta significativamente ya que está entre valores de 0,87 y 0,95.
Una gota de líquido que cae bajo la aceleración de la gravedad, incrementa su velocidad hasta que la fuerza de fricción sobre la gota se equipare a la fuerza neta de gravedad. A partir de ese momento, la gota caerá con una velocidad constante conocida como velocidad libre de sedimentación o velocidad terminal. Esta velocidad es la utilizada para determinar cuánto tiempo requiere una determinada partícula de líquido para caer una determinada distancia.
No es económicamente rentable utilizar únicamente éste principio para la remoción ya que las dimensiones de los separadores serian excesivas para separar gotas de 40 a 50 micrones. Partículas de 100 a 200 micrones son consideradas como limitantes para considerar la separación por efecto de la fuerza de gravedad únicamente.
4.1.4. COALESCENCIA
Las gotas muy pequeñas no pueden ser separadas por gravedad, estas gotas se unen, por medio del fenómeno de coalescencia, para formar gotas de mayor volumen, las cuales se acercan lo suficiente para superar las tensiones superficiales individuales, y ser capaces de separarse por gravedad.
4.2.FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN AGUA-PETRÓLEO 4.2.1. FORMACIÓN DE EMULSIONES
Figura 12. Microfotografía de una emulsión agua en petróleo
Fuente: Universidad de los Andes, Venezuela Elaborado por: Tomás Freire C.
Para la formación de una emulsión, además del agua y el aceite se necesita de agitación y la presencia de un agente emulsificante para estabilizar la mezcla, estos son conocidos como surfactantes, y su función es reducir la tensión superficial entre las fases, dando lugar a la emulsificación. Entre los surfactantes naturales del crudo tenemos: asfáltenos, resina, sales metálicas, sedimentos, arcillas, productos de corrosión y sólidos. La figura 13 se representa gráficamente la estabilización de una gota de agua por agentes emulsionantes presentes en el crudo.
Figura 13. Estabilización de la emulsión
La fase acuosa dispersa se refiere generalmente como agua y sedimento (A&S) y la fase continua es petróleo crudo. El A&S es principalmente agua salina; sin embargo, sólidos tales como arena, lodos, carbonatos, productos de corrosión y sólidos precipitados o disueltos se encuentran también presentes, por lo que A&S también es llamada Agua y Sedimento Básico (BS&W).
El grado de estabilidad de las emulsiones está relacionado con la razón de película (volumen de surfactante/volumen de la fase dispersa) y la viscosidad del crudo, siendo esta última la que influye en dos formas:
Aumentando el tiempo de floculación de las gotas dispersas
Mayores fracciones de asfáltenos y resinas polares se encuentran presentes en crudos de alta viscosidad y densidad
Los crudos de alta viscosidad permiten mantener gotas de suspensión, oponiéndose a una menor resistencia al asentamiento.
4.2.2. PRUEBA DE BOTELLA
Las pruebas de botella ayudan a determinar el tipo de químico que es más efectivo para romper la emulsión de campo. Los resultados de esta prueba indican la menor cantidad de químico desmulsificante necesario para separar la mayor cantidad de agua de la emulsión W/O. Para el éxito de esta prueba se requiere seleccionar una muestra representativa de la corriente de producción de la emulsión, la cual debe reunir las siguientes características:
Ser representativa de la emulsión a ser tratada.
Contener cantidades representativas de los químicos presentes en el sistema, tales como inhibidores de corrosión y parafinas.
Debe ser fresca para evitar la estabilización por envejecimiento de la emulsión. Simular las mismas condiciones de agitación y temperatura tanto como sea
posible.
sin deshidratante (botella patrón), se homogeniza la mezcla y se colocan las botellas en un baño termostático a la temperatura deseada. Cada 30 minutos se lee el volumen de agua coalescida y se observa la calidad de la interface, del agua separada y de las paredes del tubo. Con estos datos se construye la gráfica de porcentaje de agua separada en función del tiempo, así como la gráfica de estabilidad, que permite conocer el tiempo necesario para separar ½ ó 2/3 del volumen de fase acuosa. Tales gráficas permiten determinar la eficiencia del deshidratante.
Figura 14. Procedimiento de la Prueba de Botella
Fuente: Universidad de los Andes, Venezuela Elaborado por: Tomás Freire C.
4.2.3. DESMULSIFICACIÓN
La desmulsificación; separación de petróleo-agua se produce en dos etapas:
Floculación, las gotas de la fase dispersa forman agregados, sin perder completamente su identidad.
Coalescencia, los agregados se combinan formando gotas individuales.
Otro mecanismo que ayuda en la separación de fases líquidas es el asentamiento temporal (asentamiento por gravedad) y tratamiento eléctrico, el campo electroestático producido en el interior del recipiente, cambia la polaridad de las moléculas de la interface, modificando el estado de fuerzas y reduciendo la tensión interracial, provocando que las gotas de la fase dispersa se unan.
El tratamiento químico consiste en aplicar un producto desmulsificante sintético denominado en las áreas operacionales de la industria petrolera como químicos deshidratantes, el cual debe ser inyectado tan pronto como sea posible ya sea en superficie o en el fondo del pozo. Esto permite más tiempo de contacto y puede prevenir la formación de emulsión corriente abajo. La inyección de desmulsificantes antes de una bomba, asegura un adecuado contacto con el crudo y minimiza la formación de emulsión por la acción de la bomba.
El tratamiento mecánico se caracteriza por utilizar equipos de separación dinámica que permiten la dispersión de las fases de la emulsión y aceleran el proceso de separación gravitacional. Entre ellos se encuentran los tanques de sedimentación llamados comúnmente tanques de lavado.
Para el tratamiento eléctrico se utilizan equipos denominados deshidratadores electrostáticos, y consiste en aplicar un campo eléctrico para acelerar el proceso de acercamiento de las gotas de fase dispersa.
4.2.4. EFECTOS DE LA TEMPERATURA
Con el aumento de temperatura en la mezcla de agua y petróleo, se logra un aumento del movimiento molecular, las gotas de agua se expanden y la película que rodea a estas se rompe o reduce su resistencia; otro factor que ayuda a la desmulsificación de la mezcla es la reducción de la viscosidad del petróleo, permitiendo el asentamiento más rápido de las partículas de agua.
Figura 15. Efectos de la Temperatura en la viscosidad de diferente crudos
Fuente: Surface Productions Operations Vol. 1 Elaborado por: Tomas Freire C.
Los líquidos de mayor viscosidad permiten mantener gotas de mayor volumen en suspensión, lo que trae como consecuencia una menor resistencia al asentamiento por la inestabilidad de la emulsión.
La temperatura afecta al volumen real del gas, lo expande, razón por la cual se reduce la capacidad de gas del recipiente separador.
4.3.DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE SEPARACIÓN
4.3.1. SEPARACIÓN PRIMARIA
La separación primaria es el paso inicial en el tratamiento del crudo, su objetivo primordial es separar el crudo del agua libre, para este fin los equipos más utilizados son:
Separadores de agua libre
Separadores trifásicos agua-petróleo-gas Separadores bifásicos gas-líquidos
En el funcionamiento de los separadores se debe controlar la energía y la tasa del fluido cuando ingresa, estos equipos se deben diseñar y construir de modo tal que se evite la turbulencia en la sección ocupada por le gas. Deben incluir control sobre la acumulación de espuma y partículas contaminantes, la temperatura y presión de operación, variación en las tasas de alimentación al separador
Los separadores contemplan cuatro secciones de separación:
4.3.1.1. SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA
El cambio en la cantidad de movimiento de las fases a la entrada del separador genera la separación gruesa de las fases. Esta zona incluye las boquillas de entrada y los aditamentos de entrada, tales como deflectores o distribuidores (Figura 16).
En esta sección se controla la cantidad de movimiento de los fluidos, la dirección de los fluidos y la aceleración de los mismos. La fuerza centrifuga originada por la entrada tangencia, remueve apreciables cantidades de líquido y permite redistribuir la velocidad del gas.
Figura 16. Accesorios de la Sección de Separación Primaria
4.3.1.2. SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA
Durante la separación secundaria se observan zonas de fase continua con gotas dispersas (fase discontinua), sobre las cuales actúa la fuerza de gravedad (Figura 17). Ésta fuerza se encarga de decantar hasta cierto tamaño de gotas de la fase pesada discontinua en la fase liviana continua. También produce la flotación de hasta un cierto tamaño de gotas de la fase líquida liviana (fase discontinua), en la fase pesada continua. En esta parte del recipiente la fase liviana se mueve a una velocidad relativamente baja y con muy poca turbulencia.
Figura 17. Acción de las fuerzas en la separación de fases
Fuente: Deshidratación de crudos, NEXT Elaborado por: Tomás Freire C.
4.3.1.3. SEPARACIÓN POR COALESCENCIA
En ciertas situaciones, no es aceptable que gotas muy finas de la fase pesada discontinua sean arrastradas en la fase liviana: por ello es necesario que, por coalescencia, tales gotas finas alcancen un tamaño lo suficientemente grande para separarse por gravedad: para lograrlo se hace necesario tener elementos como los eliminadores de niebla o mallas4 para el caso de separadores líquido-gas, o las esponjas o platos coalescedores, en el caso de la separación líquido-líquido
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Figura 18. Dispositivos de la Sección de Extracción de Niebla
Fuente: Surface Productions Operations Vol. 1, NEXT Elaborado por: Tomás Freire C.