Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos
Nombre del Alumno: Vicencio Apellido Paterno
Trinidad Apellido Materno
Fernando Nombre(s)
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Asignatura: Conducción y Manejo De Hidrocarburos Carrera: Ing. Petrolera Tarea: UNIDAD VI: BATERIAS DE SEPERACION Y DUCTOS
Semestre: Séptimo
Grupo: “E”
Nombre del Docente: I.Q. Celeste Santos Martinez
PRESENTACIÒN
INTRODUCCION El uso de una batería de separación de hidrocarburos ya que en la industria petrolera es utilizadas como el proceso que consiste en la separación de la fase gas y liquido de una mezcla de aceite provenientes de los pozos productores de un mismo yacimiento, en instalaciones de producción de hidrocarburo, ya que en los yacimientos se tiene una presión mayor, lo que ha originado un uso excesivo de sistemas de control y equipos dinámicos para disminuir la presión de los pozos con el propósito de transportar y distribuir de manera eficiente hacia las instalaciones de refinación más cercana para su procesamiento.
Las instalaciones de proceso de producción primaria, en el país como son las baterías de separación, se diseñan y construyen para manejar la capacidad máxima esperada de los campos petroleros. Así mismo poder identificar los principales tipos de separadores, como afecta en la separación del gas natural, los componentes internos, principios que ayudan al a la separación y conocer las condiciones y selección del equipo requerido para la separación en la producción de hidrocarburos
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UNIDAD 6: BATERÍAS DE SEPARACIÓN Y DUCTOS 6.1.- OPERACIÓN Y DISEÑO INTEGRAL DE UNA BATERÍA DE SEPARACIÓN
Batería de separación La batería de separación de hidrocarburos es el proceso que consiste en la separación de la fase gas-liquido de la mezcla de hidrocarburos provenientes de los pozos productores de un mismo yacimiento, con el propósito de transportar y distribuir de manera eficiente hacia las instalaciones de refinación más cercana para su procesamiento (Complejos Procesadores de Gas y Complejos de Refinación)
Diseño de la batería de separación
Diseño de la batería de separación. Las instalaciones de proceso de producción primaria, en el país como son las baterías de separación, se diseñan y construyen para manejar la capacidad máxima esperada de los campos petroleros. En PEP se definen tres tipos de baterías de separación de hidrocarburos de acuerdo a su presión de Operación: Alta presión AP 56-90 Km/cm².
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Presión intermedia IP 35-55 Km/cm² Baja presión BP 2-34 Km/cm² Selección de operación del diseño La selección de las condiciones de operación del equipo requerido para la separación en la producción de hidrocarburos, depende fundamentalmente de los objetivos que se pretendan alcanzar. Generalmente estos se orientan a incrementar el ritmo de producción, maximizar la producción de hidrocarburos líquidos
Cabezal De Recolección De Pozos Es un conjunto de líneas a donde llegan y están conectados cada uno de los pozos que conforman la batería y sirven para efectuar la recolección y distribución de la producción obtenida, están fabricados con tubería de diámetros diversos, 4”, 6”, 8”, 10”. En ellos van instaladas válvulas de compuerta para permitir el seccionamiento rápido en cualquier parte de la instalación, igualmente cuentan con válvulas de retención (check) para evitar el flujo en sentido inverso, generalmente en la llegada de los pozos todas las válvulas instaladas operan manualmente. Hay una gran variedad de diseños de cabezales de recolección, pero los más comunes en las baterías de separación, a la llegada de los pozos son dos: el fabricado a base tubería, conexiones y válvulas En estos cabezales se cuenta con indicadores de presión y/o manógrafos, los cabezales que se pueden encontrar en una batería determinada, operan a una presión aproxima de:
Cabezal de super baja 1.5 Kg/cm2 Cabezal de baja presión 6 Kg/cm2 Cabezal de intermedia 25 Kg/cm2 Cabezal de alta presión 70 Kg/cm2 Cabezal de medición
Separadores
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Separador Es un recipiente utilizado en el campo para remover las corrientes líquidas del pozo, y de los componentes gaseosos, a esta separación se le conoce también como estabilización del aceite crudo. Los separadores son dispositivos mecánicos construidos en forma de tanques cilíndricos metálicos, provistos en su interior de los aditamentos necesarios para que la mezcla de aceite crudo , gas, agua y sólidos en suspensión que les entra, sufra choques, expansiones, cambio de dirección y de velocidad súbita. Las láminas que forman el cuerpo del separador generalmente están unidas por soldadura, teniendo así un dispositivo herméticamente cerrado en el cual es difícil que ocurran fugas de fluidos, y en caso de que se presenten se pueden reparar con facilidad. Los separadores de aceite y gas están diseñados para operar bajo una variedad de condiciones tales, como la presión de separación, la cual puede variar desde una presión menor que la atmósfera hasta las presiones denominadas altas.
Descripción De Un Separador En esta parte se trata de describir las partes de un separador y los diferentes tipos mencionados brevemente las características de operación de los de dos y tres fases, en sus formas horizontal y vertical. Como ya se había mencionado un separador es el equipo utilizado para separar corrientes de aceite y gas que provienen directamente de los pozos; las relaciones gas-aceite de las corrientes disminuyen en ocasiones, debido a las cabezadas de líquido que repentinamente se presentan, siendo estas mas frecuentes cuando los pozos producen por medios artificiales, como es el bombeo neumático.
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Descripción Y Clasificación Del Equipo De Separación. Los equipos de separación como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para separar mezcla de líquido y gas, las mezclas de líquido y gas se presentan en los campos petroleros principalmente por las siguientes causas: a) Por lo general los pozos producen líquido y gas mezclados en un solo flujo. b) Hay líneas en las que solamente se maneja líquido ó gas; pero debido a los cambios de presión, y temperatura que se producen a través de su transporte, hay vaporización de líquido o condensación de gas, dando lugar al flujo de dos fases. c) En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos de los compresores y equipos de proceso en cantidades apreciables. Las razones principales por las que es importante efectuar una separación adecuada líquido y gas son: a) En campos de gas y aceite, donde no se cuenta con el equipo de separación adecuado y además se quema el gas, una cantidad considerable de aceite ligero que arrastra el flujo de gas también se quema, ocasionando grandes pérdidas, sobre todo sí se considera que el aceite ligero es el de más alto valor comercial. b) Aunque el gas se transporte a una cierta distancia para tratarlo, es conveniente eliminar la mayor cantidad de líquido, ya que éste ocasiona problemas, tales como corrosión y abrasión del equipo de transporte, aumento en las caídas de presión y disminución en la capacidad de transporte de las líneas. c) Como se menciona, el flujo de gas arrastra frecuentemente líquidos de proceso, como el glicol, los cuales se deben recuperar ya que tienen un valor comercial
considerable. En la industria petrolera, entre los equipos de separación que se utilizan con mayor frecuencia, están los siguientes separadores, son equipos utilizados para separar las corrientes de aceite y gas que provienen directamente de los pozos. Separadores a baja temperatura, estos dispositivos se utilizan para la separación de gas y condensados, a baja temperatura mediante una expansión, están diseñados para manejar y unir los hidratos (cuerpo químico compuesto de agua y óxido metálico o ácido), que se pueden formar al disminuir la temperatura del flujo. Eliminadores Estos dispositivos se utilizan para eliminar los líquidos de una corriente de gas a alta presión, se utilizan generalmente en los sistemas de separación a baja temperatura, algunos eliminadores solo separan agua de las corrientes de gas y se les conoce con el nombre de separadores coalescedores.
Depuradores (Rectificadores) Son dispositivos que se utilizan para separar corrientes con muy altas relaciones gas-líquido (RGA), se aplican también para separar gotas muy pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas, ya que estas no son eliminadas generalmente por un separador ordinario; dentro de este tipo específico de separadores están los depuradores de polvo y los filtros. Que eliminan además de las gotas pequeñas de líquidos, el polvo arrastrado por la corriente de gas, es muy recomendable instalar depuradores antes de la compresora, con el fin de protegerlas de los daños que pueden causar las impurezas arrastradas por el gas.
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Operación de Separadores y Rectificadores de Alta, Intermedia y Baja Presión. Separadores Y Rectificadores De Alta Presión El aceite procedente del cabezal de alta presión del cabezal de recolección se alimenta al separador el cual opera a 68 Kg/cm2. Debido a la caída de presión el gas se separa por el domo del separador saliendo hacia la línea de gas la cual tiene una válvula de bloqueo y, una válvula de retención, el gas con pequeños arrastres de líquidos entra al rectificador vertical de alta presión el cual tiene la función de separar la pequeña cantidad de partículas líquidas remanentes en el gas, el gas efluente sale hacia los equipos subsiguientes. El aceite del separador de alta presión sale a control de nivel hacia la etapa de baja presión para continuar su estabilización. Ambos equipos están equipados con indicadores de presión, temperatura, el control de, nivel puede ser del tipo Level-Trol o Kim Ray, válvulas de seguridad que en caso de abrir desfogan a un cabezal común. Ambos equipos cuentan también con un cristal de nivel LG. Separadores rectificadores de presión intermedia.- El principio de operación de estos equipos es similar al conjunto anterior, recibe aceite el separador de intermedia del cabezal de recolección y la presión de operación es de 34 Kg/cm2 aproximadamente. La descarga de aceite libre de gas sale a control de nivel hacia el separador de baja presión, para continuar su estabilización, y el gas pasa a rectificarse antes de salir hacia los soloaires. Separadores Y Rectificadores De Baja Presión. El separador de baja presión puede recibir aceite de los separadores de alta presión y/o de los separadores de alta presión intermedia, su presión es de aproximadamente 5 a 6 Kg/cm2, el líquido sale a control de nivel que acciona una válvula automática que envía el aceite al tanque elevado, el gas sale hacia el rectificador vertical de baja presión él separa las partículas de líquido que lleva el gas, el aceite que se acumula en el fondo del rectificador sale a control de nivel y se une con el aceite del separador de baja presión y se envían hacia el tanque elevado, para continuar con el proceso de estabilización. Componentes internos de un separador Un separador consta de las siguientes secciones: a) Sección de separación primaria. b) Sección de separación secundaria.
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c) Sección de extracción niebla. d) Sección de almacenamiento de líquido. Sección De Separación Primaria En esta sección se separa la mayor porción de líquidos de la corriente de gas, y se reduce la turbulencia del flujo, la separación del líquido en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección del flujo, el cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos al separador; también va instalada adecuadamente una placa desviadora a la entrada, con cualquiera de las dos formas se induce una fuerza centrifuga al flujo, con la que se separan grandes volúmenes de líquido. Sección De Separación Secundaria En esta sección se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas, las gotas se separan principalmente por la gravedad y es mínima la turbulencia del flujo por esto, el separador debe tener suficiente longitud, en algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aun más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficie colectoras de gotas de líquido. La eficiencia de separación en esta sección; depende principalmente de las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas de líquido suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia. Sección De Extracción De Niebla En esta sección se separan del flujo del gas, las gotas pequeñas de líquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del separador, en esta parte del separador se utilizan el efecto de choque o bien la de la fuerza centrifuga como mecanismo de separación: mediante este mecanismo se logran que las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman gotas más grandes, que se drenan a través de un conducto a la selección de acumulación de líquidos o bien caen contra la corriente de gas a la sección de separación primaria. El dispositivo utilizando en esta sección, conocido como extractor de niebla, esta constituido generalmente por un conjunto de veletas o aspas, por alambre entretejido, o por tubos ciclónicos. Sección de almacenamiento de líquidos. En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas. Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar los posible baches de líquido que se pueden presentar en una operación normal.
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Además debe tener la instrumentación adecuada para contralor el nivel de líquido el separador. Esta instrumentación esta formada por un controlador y un indicador de nivel, un flotador y la válvula de descarga. La sección de almacenamiento de líquidos debe estar situada en el separador, de tal forma que el líquido acumulado no sea arrastrado por la corriente de gas que fluye a través del separador. Aparte de las cuatro secciones antes descritas, el separador debe tener dispositivo de seguridad tales como: Una válvula de seguridad y controles de contra presión adecuados. Cuando se conocen los tipos de flujo de la mezcla de gas y líquido que va al separador tal como la frecuencia de los baches de líquido en pozos de bombeo, se deben hacer cambios en el diseño y tamaño de las partes del separador. Sin embargo siempre es recomendable que el separador se diseñe de la forma más simple posible, para facilitar su limpieza y mantenimiento. Extractores De Niebla Tipos De Extractores De Niebla Los principios mecánicos bajo los cuales operan los extractores de niebla son el asentamiento por gravedad, la fuerza centrífuga, el choque y la filtración. Los extractores de niebla mas empleados son los del tipo de impacto, que a su vez pueden ser de veletas o de alambre entretejido. Extractores De Niebla Tipo Veleta Consisten en placas metálicas paralelas formando laberinto cada una de estas placas, cuenta con varias bolsas para retener el líquido. Cuando el gas pasa a través del extractor cambia de dirección varias veces y es centrifugado, provocando que las gotas de líquido se muevan hacia el exterior, donde son retenidas por las bolsas colectoras. Aunque el diseño de estos extractores es empírico, los fabricantes generalmente garantizan que el líquido arrastrado en el flujo de gas no sobrepasa de 0.1 galones en un millón de pies cúbicos de gas. La eficiencia de un extractor de niebla de este tipo aumenta al colocar las placas de metal mas juntas o al instalar más bolsas para retener el líquido; pero obviamente también se incrementa la caída de presión a través del extractor. Entre los factores que afectan la eficiencia de los extractores están el tamaño de las gotas, la densidad y la tensión superficial del líquido. Los extractores de este tipo son eficientes para separar partículas de líquido mayores de 10 micras. Por otra parte los separadores que manejan glicol ha sido necesario utilizar dos extractores en serie, ya que siendo el glicol un líquido alto tensor propicia la formación de películas en el primer extractor, las cuales son arrastradas por el
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flujo de gas hasta el segundo extractor donde se retienen y separan, el glicol también tiene la tendencia a disminuir la densidad del aceite o condensados arrastrados en el flujo de gas. Este problema se ha reducido añadiendo un agente antiespumante de alta densidad al glicol. Líquido que va desde el extractor a la sección de almacenamiento, se debe vigilar que la caída de presión a través del extractor no sea mayor que la correspondiente a la columna hidrostática que se forma en el tubo. Cuando esto sucede, el líquido es extraído por succión hacia la parte superior del separador; o bien, el tubo de extractores varía de 1 a 10 pulg. de agua. Extractor De Niebla De Malla De Alambre Entretejido Este tipo de extractores aunque se emplea poco, ha dado resultados favorables y es de bajo costo. Consisten de un cojinete de malla de alambre, que tiene aberturas asimétricas desalineadas, el mecanismo de separación de líquido es el choque, aún también hay acción centrífuga las características de la malla de alambre que se usa en estos extractores, están dentro del siguiente rango: Diámetro del alambre 0.003 a 0.011 pulg. Volumen de espacio libre 92 a 99.4%. Densidad 3 a 33 1b/pie³. Superficie específica 50 a 600 pies²/pies³. En la mayoría de los casos el espesor del cojinete necesario para que el volumen del líquido arrastrado en el flujo de gas fuera del separador no exceda de 0.1 galón por un millón de pies cúbicos de gas, debe ser de 4 a 6 pulg. La eficiencia de estos extractores, depende de la velocidad del flujo de gas cuando la velocidad es baja las gotas de líquido tienden a aglomerarse entre los alambres a velocidades altas el extractor tiende a inundarse debido a que el líquido no puede fluir hacia abajo contra el flujo de gas. En ambos casos los espacios libres del extractor se pueden llenar de líquido y, entonces una porción de líquido la arrastra la corriente de gas.
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Depurador De Gas (Rectificador) Es un tipo de separador diseñado para manejar corrientes de flujo con inusualmente altas relaciones de gas - líquido. Son comúnmente utilizados en conjunto con deshidratadores, plantas de extracción, instrumentos, compresores para proteger contra un eventual arrastre de líquidos. Máxima Presión de Trabajo Permisible (mawp).Es la máxima presión de trabajo permisible por el código ASME en el domo del separador en su posición normal de operación y para una temperatura dada. Presión De Operación Es la presión en el recipiente durante la operación normal. La presión de operación no debe exceder la MAWP, y es usualmente mantenida estable en una presión inferior al ajuste de los dispositivos de relevo para prevenir su frecuente abertura. Corrosión.- Se define como la destrucción de un metal por la reacción química o electroquímica con su medio. Clasificación Con Respecto a Su Operación Separadores De Medición Son aquellos que se destinan a operar con un solo pozo, con el fin de medir el volumen de aceite, gas y agua producido por dicho pozo. El aceite se mide en un
tanque de medición, el agua se mide tomando una muestra de aceite y se analiza en el laboratorio, conociéndose así el porcentaje de agua que contiene el aceite y finalmente, el gas se mide mediante una placa con orificio y por medio de conexiones a un registro de flujo. Separadores de producción general.- Estos separadores son de un tamaño mayor que los de medición, por el hecho de que tienen que manejar el aceite y gas producido por un grupo de pozos. El aceite se mide en tanques de producción general y el gas es medido en conjunto en aparatos registradores instalados en los extremos de la batería. Separador Elevado. Tanque Elevado Es un recipiente que opera a baja presión y que recibe el aceite proveniente de los separadores de baja presión, de los rectificadores de baja presión, recirculación de condensados ocasionalmente, su forma es cilíndrica horizontal y se le denomina elevado porque está colocado a una altura considerable aproximadamente 25 mts. Su función es estabilizar el crudo, es decir separar los componentes ligeros que aún permanezcan en él, mediante una disminución de presión, el crudo se estabiliza para cumplir con una especificación de PVR de 11 psig max. reduciendo así los problemas de manejo en tanques de almacenamiento por la vaporización brusca de hidrocarburos gaseosos. Partes Que Lo Integran. Línea de recibo de aceite con válvula de compuerta Línea de salida de gas con válvula de compuerta y válvula check Línea de salida de aceite la cual se bifurca en dos líneas, una que va hacia la succión de las bombas de crudo al oleoducto y otra hacia un juego de dos válvulas automáticas y una manual independiente que descargan al tanque de almacenamiento. Registro hombre que permite el acceso al equipo para revisión de internos. Indicador de temperatura Indicador de presión. Escalera de gato de acceso al equipo. Válvulas de drenaje de cristal de nivel.
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6.2.- OPERACIÓN Y DISEÑO DE DUCTOS
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Afluencia de pozos a la batería atreves de ductos Lo hacen interconectados (empatados) con uno o más pozos, los diámetros de estas líneas son de 3”ó 4”. Al llegar la línea de descarga a la instalación, ésta se conecta al manifold a través de una bayoneta, estos manifold pueden tener varias entradas para conectar pozos fluyentes hacia la batería de separación a través de una línea de descarga (L.D.) que también conocemos como línea de flote y normalmente lo hacen en forma individual, pero en algunos casos por necesidades de operación los pozos, dependiendo éstos del volumen por manejar, cada rama se encuentra constituida por una válvula de retención y 2 de bloqueo, quedando éstas colocadas, una en la línea de producción general y la otra en la línea de prueba o medición.
La afluencia de los pozos a una batería puede ser en forma individual o colectiva y fluir en forma alternada o al mismo tiempo. Tomando en consideración la posición estratégica de la instalación en relación con la localización de los pozos, éstos pueden fluir en forma continua o bacheada, asimismo con mayor o menor presión tomando en cuenta la distancia entre el pozo y la batería de separación, ya que a mayor distancia mayor contrapresión, menor distancia menor contrapresión y mayor velocidad, así mismo depende de la orografía también por esa razón la afluencia de los pozos a una batería de separación debe ser regulada y controlada.
FUNCIONES DE LA BATERÍA DE SEPARACIÓN
Las baterías de separación son instalaciones convenientes para poder comprobar la producción individual de un pozo o de un número determinado de pozos; las funciones de una batería de separación son múltiples.
Separa el aceite, el gas, el agua y los sólidos en suspensión. Mide los volúmenes producidos Estudia las propiedades y producción de cada pozo sometido a prueba Inicia el tratamiento de deshidratación y desalado de crudo
CABEZAL DE RECOLECCIÓN DE POZOS
Cabezal de recolección. Es un conjunto de líneas a donde llegan y están conectados cada uno de los pozos que conforman la batería y sirven para efectuar la recolección y distribución de la producción obtenida, están fabricados con tubería de diámetros diversos, 4”, 6”, 8”, 10”. En ellos van instaladas válvulas de compuerta para permitir el seccionamiento rápido en cualquier parte de la instalación, igualmente cuentan con válvulas de retención (check) para evitar el flujo en sentido inverso, generalmente en la llegada de los pozos todas las válvulas instaladas operan manualmente. Hay una gran variedad de diseños de cabezales de recolección, pero los más comunes en las baterías de separación, a la llegada de los pozos son dos: el fabricado a base tubería, conexiones y válvulas En estos cabezales se cuenta con indicadores de presión y/o manógrafos, los cabezales que se pueden encontrar en una batería determinada, operan a una presión aproxima de:
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Cabezal de super baja 1.5 Kg/cm2 Cabezal de baja presión 6 Kg/cm2 Cabezal de intermedia 25 Kg/cm2 Cabezal de alta presión 70 Kg/cm2 Cabezal de medición OPERACIÓN DE SEPARADORES Y RECTIFICADORES DE ALTA, INTERMEDIA Y BAJA PRESIÓN. 16
Separadores Y Rectificadores De Alta Presión
Rectificadores de alta presión El aceite procedente del cabezal de alta presión del cabezal de recolección se alimenta al separador el cual opera a 68 Kg/cm2. Debido a la caída de presión el gas se separa por el domo del separador saliendo hacia la línea de gas la cual tiene una válvula de bloqueo y, una válvula de retención, el gas con pequeños arrastres de líquidos entra al rectificador vertical de alta presión el cual tiene la función de separar la pequeña cantidad de partículas líquidas remanentes en el gas, el gas efluente sale hacia los equipos subsiguientes.
Separadores rectificadores de presión intermedia
Separador de presión intermedia
El principio de operación de estos equipos es similar al conjunto anterior, recibe aceite el separador de intermedia del cabezal de recolección y la presión de operación es de 34 Kg/cm2 aproximadamente. La descarga de aceite libre de gas sale a control de nivel hacia el separador de baja presión, para continuar su estabilización, y el gas pasa a rectificarse antes de salir hacia los solo aires.
Separadores Y Rectificadores De Baja Presión. El separador de baja presión puede recibir aceite de los separadores de alta presión y/o de los separadores de alta presión intermedia, su presión es de aproximadamente 5 a 6 Kg/cm2, el líquido sale a control de nivel que acciona una válvula automática que envía el aceite al tanque elevado, el gas sale hacia el rectificador vertical de baja presión él separa las partículas de líquido que lleva el gas, el aceite que se acumula en el fondo del rectificador sale a control de nivel y se une con el aceite del separador de baja presión y se envían hacia el tanque elevado, para continuar con el proceso de estabilización.
OPERACIÓN DE UN SISTEMA DE DUCTOS: La operación de un sistema de ductos, además de mantener el flujo normal de hidrocarburos en condiciones óptimas de volumen y presión para su transporte hacia los centros de destino, también se orienta a detectar y prever situaciones anormales en sus diferentes componentes, y así dar bases para posteriormente llevar a cabo procedimientos de mantenimiento preventivo y correctivo eficaces. Este aspecto se manifiesta particularmente urgente debido a las acciones imprevisibles de daño en los componentes de los ductos con el propósito de sustraer de manera ilegal producto para beneficio propio, actividades que se realizan con acentuada frecuencia. Sin embargo, su mayor valor descansa en la posibilidad de solucionar de manera oportuna funcionamiento irregular que pudiera afectar la vida de las personas. En gran medida la eficacia de la operación y mantenimiento radica en la práctica de llevar a cabo registros y reportes, que se realizan durante diferentes períodos, para diferentes propósitos, y dirigidos a componentes específicos de importancia particular. Es importante destacar que dentro de los diferentes hidrocarburos que
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se transportan por ducto, recibe particular atención el gas natural debido a su gran volatilidad y por lo tanto riesgo significativo para la población y actividades que pudieran ser afectadas en caso de siniestro, de ahí que se realizan de manera reiterada y cuidadosa las acciones de odorización de este hidrocarburo. La medición del flujo de hidrocarburos es un procedimiento indispensable, sobre todo cuando un tramo de tubería se somete a condiciones más exigentes respecto a las habituales, pues permite medir niveles de presión observados para ser comparados con el nivel máximo de presión permitido en cada caso, previniendo fallas en el flujo esperado del hidrocarburo, así como desperfectos por exceso de presión. Cuando se realiza esta actividad, también es importante revisar el funcionamiento de los diferentes componentes de los medidores, con el fin de evitar posibles alteraciones en el abastecimiento del hidrocarburo.
Diseño de ductos basado en el estado límite de resistencia Además de los factores inherentes a la tubería, como el material con que fue construida, el espesor y el diámetro, hay otros elementos que intervienen en la resistencia y correcta operación de los ductos, que son los llamados factores de uso.
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Los que se toman en cuenta normalmente para el diseño son los siguientes: la deformación elíptica debida al uso, el rompimiento debido a la presión interna, fuerza longitudinal y torcimiento, el colapso, la fractura de la soldadura debida al torcimiento y a la tensión, fatiga debido a los cierres y el estrés plástico acumulado. Como las tuberías operan bajo diferentes condiciones es necesario conocer la resistencia máxima en cada uno de ellos. Los escenarios operativos que se analizan para el diseño son: tubería vacía, tubería llena de agua, prueba de presión y condiciones operativas. En cuanto a los factores seguridad, se pueden distinguir dos tipos de rutas para las tuberías, la ruta tipo 1 se refiere a una zona donde no se espera mucha actividad humana cerca de los ductos y por tanto la seguridad no es tan estricta y se le llama “zona de seguridad normal”, mientras que la tipo 2 es una zona de más riesgo, ya que se encuentra siempre rodeada de gran actividad humana y de equipo, por lo que se considera una “zona de alta seguridad”, por lo que se debe poner mucho más cuidado en el diseño para asegurarse que no habrá accidentes. Durante la etapa de construcción de la línea, todas las rutas se consideran como “zona de baja seguridad”, debido a que las tuberías en ese momento no contienen hidrocarburos. DISEÑO DE DUCTOS Fabricación La fabricación de los ductos es un asunto importante, ya que hay que tomar en cuenta factores como la resistencia, el costo, las temperaturas, presiones y agentes corrosivos internos y externos a los que estarán sometidos durante su vida útil y muchos otros detalles como la facilidad para ser soldadas. Los principales puntos a considerar durante la fabricación de tuberías son las funciones que van a desempeñar y el costo. De acuerdo a esto se va a decidir el tipo de acero a emplear, el recubrimiento que se le va a poner y el método y tipo de soldadura a utilizar. Existen varias técnicas de fabricación que proporcionan diferentes características a los ductos, de acuerdo al método que se utilice se tendrán diferentes valores de fuerza, espesor de pared, resistencia a la corrosión y limitaciones de presión y temperatura. Muchos de los ductos que se fabrican actualmente son hechos de acuerdo a las especificaciones del Instituto Americano del Petróleo (API por sus siglas en inglés). Las tuberías API son diseñadas por su mínimo esfuerzo de cedencia en libras sobre pulgada cuadrada. El esfuerzo de cedencia representa la tensión
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requerida para que se produzca una elongación permanente en la tubería. Las tuberías fabricadas de acuerdo a los estándares API son fabricadas a horno abierto o en horno eléctrico. Construcción de líneas en tierra La construcción de todas las líneas debe tener una secuencia: Primero hay que diseñar la línea y seleccionar una ruta adecuada basándose en factores técnicos y económicos. En segundo lugar, hay que obtener los permisos de paso y construcción de acuerdo a los estatutos vigentes en la región. Como tercer paso se hace la instalación y se conecta con las facilidades de origen y destino. Para reducir los costos y aumentar la facilidad de instalación es importante seleccionar adecuadamente la ruta. Pequeñas modificaciones para evitar cambios bruscos de elevación, el paso por ríos y carreteras o áreas de difícil acceso pueden hacer una gran diferencia, aunque es importante analizar detalladamente las ventajas y desventajas de cada cambio en particular.
Para determinar la ruta se debe primero inspeccionar el terreno, es recomendable obtener una vista aérea del lugar. Los cambios de elevación del terreno se deben tomar muy en cuenta, ya que tienen un profundo impacto en el diseño ya que interfieren con la capacidad de flujo, la potencia y espaciamiento requeridos para las estaciones de bombeo o compresión y en general el equipo necesario para la instalación y operación de las líneas. Una vez que se ha definido la ruta es necesario obtener los permisos correspondientes a lo largo de todo el terreno por el que atravesará la tubería. Los permisos se dan de acuerdo al tipo, tamaño y diámetro de las tuberías, equipo y personal necesario para instalarlas y el tiempo que se estima para hacerlo.
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Pasos para la instalación Los pasos principales para hacer la instalación de una línea de tubería son: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.
Obtener los permisos y limpiar el terreno. Cavar zanjas donde se colocará la tubería. Formar filas de tubería a lo largo del terreno, cerca de la zanja. Soldar los diferentes tramos de tubería. Aplicar los recubrimientos al exterior de las tuberías. Bajar la tubería a la zanja. Rellenar la zanja. Probar la línea para asegurarse de que no haya fugas. Limpiar y secar la línea después de las pruebas y prepararla para operación.
Doblado, alineado y soldado. Esta fase es particularmente importante en la construcción de una línea de conducción de hidrocarburos, ya que representa la hermeticidad y resistencia del ducto. El efectuar dobleces permite salvar obstáculos naturales debidos a la topografía y accidentes del terreno, reduciendo costos y tiempo. Esta actividad se realiza respetando ciertas consideraciones referidas al grado límite de ovalamiento, posición de la costura longitudinal, límite permisible de ondulaciones o deformaciones, necesidad de evitar el colapsamiento, y radios máximos de doblez del tubo. El alineado de la tubería es una etapa previa a la soldadura, permite proceder a inspeccionar tanto el cuerpo del tubo como los biseles para ver si existe algún tubo dañado y proceder a repararlo o a desecharlo. La soldadura se hace con el apoyo de personal altamente especializado, debe estar permanentemente supervisada y sujeta a pruebas específicas. Antes de iniciar esta actividad se califica el procedimiento de soldadura que se va a utilizar, la cual se realiza por medio de una compañía certificadora o por la supervisión del proyecto. Se utilizan principalmente 4 métodos de soldado:
Soldadura con arco de metal revestido: El arco eléctrico produce calor derritiendo un electrodo consumible y un poco del metal que se está soldando. Cuando se enfría el metal, se endurece y forma la soldadura
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Soldadura con arco sumergido: En este proceso también se suministra el calor a través del arco que va derritiendo el electrodo; sin embargo, lo que se deposita en la junta es un complejo granular de silicatos. Se llama de arco sumergido, por que el arco queda cubierto por el líquido que se produce. Soldadura con arco de gas-metal: También utiliza el calor de un arco eléctrico. El arco queda cubierto por un gas inerte como argón o helio. Se utiliza sobre todo para soldar metales difíciles y aleaciones susceptibles a la contaminación de la atmósfera. Soldadura con un arco de gas-tungsteno: se recubre el arco con un gas inerte durante el proceso y se va consumiendo un electrodo. Este procedimiento es útil para soldar material delgado y para hacer el primer pase, el de raíz. Permite un buen control del calor y es posible utilizarlo para soldar sin metal de relleno.
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CONCLUSION
La batería de separación de hidrocarburos es el proceso que consiste en la separación de la fase gas-liquido de la mezcla de hidrocarburos provenientes de los pozos productores de un mismo yacimiento, con el propósito de transportar y distribuir de manera eficiente hacia las instalaciones de refinación más cercana para su procesamiento (Complejos Procesadores de Gas y Complejos de Refinación). Las instalaciones de proceso de producción primaria, en el país como son las baterías de separación, se diseñan y construyen para manejar la capacidad máxima esperada de los campos petroleros.
Bibliografía BATERIAS DE SEPARACION. (s.f.). Recuperado el 26 de 11 de 2016, de BATERIAS DE SEPARACION: https://es.scribd.com/doc/230338248/Trabajo-Bateria-de-Separacion Simulation and optimization of a gas separation. (s.f.). Recuperado el 26 de 11 de 2016, de Simulation and optimization of a gas separation: http://www.imiq.org/wpcontent/uploads/2012/02/24110.pdf
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