Oper_Facilid_Prod curso..pdf

O p e r a c i ó n d e F a c i l i d a d e s d e P r o d u c c i ó n p a r a O p e r a d o r e s

Sistemas de Producción

Estaciones Recolectoras

Separación Gas-Líquido

Separación Bifásica y Trifásica

Almacenamiento del Crudo

Tratamiento del Crudo

Proceso de Calentamiento

Sistemas de Instrumentación y control

Criterios de Optimización

Medidas de Seguridad en las Instalaciones

Operación Facilidades de Producción para Operadores

S o l u c i o n e s I n t e g r a d a s p a r a l a I n d u s t r i a P e t r o l e r a

Sistema de Producción



1. Concepto

2. Diagrama Esquemático del Sistema de

Producción

3. Facilidades de Superficie

• Consideraciones Generales

4. Redes de recolección y distribución de

fluidos

• Redes Multifásicas

• Tipos De Redes Multifásicas

• Criterios Para El Dimensionamiento

• Líneas De Flujo /Gas/Recolección

Desalación

Ablandamiento

Desoxigenación

Filtración

Desnatación

Limpieza

Tratamiento(Endulzamie

nto)

Deshidratación

Recuperación

Azufre

Remoción

CondensadoCondensado

Ventas

Quemado

Azufre

Gas ÁcidoH2S y CO2, etc.

Cabezal Del Pozo Recolección

Gas

Petróleo

Agua

ArenaDesecho

DisposiciónReinyección

AlmacenamientoOleoducto

Estabilización

Deshidratación

Estabilización

SeparaciónFases

Yacimiento

Pozo


Desalación

AblandamientoDesoxigenación

FiltraciónDesnatación

Limpieza

Tratamiento(Endulzamiento) Deshidratación

RecuperaciónAzufre

RemociónCondensado

Condensado

CompresiónGasoductosReinyecciónQuemado

Ventas

Quemado

Azufre

Gas ÁcidoH2S y CO2, etc.

Cabezal Del Pozo Recolección

Gas

Petróleo

Agua

ArenaDesecho

DisposiciónReinyección

AlmacenamientoOleoducto

AlmacenamientoPoliductos

Estabilización

Deshidratación EstabilizaciónSeparaciónFases

Yacimiento

Pozo

El sistema de producción, está formado por el

yacimiento, la completación, el pozo y las facilidades de

superficies.

El yacimiento es una o varias unidades de flujo del

subsuelo creadas o interconectadas por la naturaleza.

Mientras que la completación (Perforaciones o

Cañoneo), el pozo y las facilidades de superficies e

infraestructura son construidas por el hombre para la

extracción, almacenamiento, medición, tratamiento y

transporte de los hidrocarburos extraídos de los

yacimiento.

CONCEPTOS


Sistema de Recolección

Cabezal Del Pozo

Gas

Petróleo(Aceite)

Agua

Arena

Separaciónde Fases

CONCEPTOS

Cabezal de Pozo: Se refiere al punto que se encuentra más al tope de un pozo y de la estructuraconstruida sobre él. Los cabezales incluyen equipo de control como salidas, válvulas, prevención deestallido, revestimiento, tubería y árboles de Navidad.

Sistema de Recolección: Las redes de flujo y facilidades de proceso que transportan y controlan el flujode crudo o gas desde los pozos a facilidades de almacenamiento, planta de procesamiento o punto deenvío. También es llamado facilidad de recolección.

Separación de Fases: Una operación en la que la corriente del pozo es pasada a través de dos o másseparadores arreglados en serie. Su objetivo es maximizar la recuperación de hidrocarburo líquido ysuministrar máxima estabilización a las fases resultantes (líquido y gas) que salen del separador final.


Exploración y Producción

Geología deYacimiento

Geociencias Ingeniería de Petróleo

Ingeniería deFacilidades

Diseño deInstalacionesde Procesos

Geofísica

Geología deExploración

Perforación

Simulación deYacimientos

Gerencia de Yacimientos

Gerencia deProducción

Definición deSistemas de Pozos

Definición deProcesos

Poliductos

Manifolds

Automatización

IngenieríaProducción

Descripción deYacimientos

ESQUEMA INTEGRADO DEL PROCESO EXPLORACIÓN-PRODUCCIÓN


Conocimiento Integral • Yacimientos • Perforación• Producción (habilidad

operacional/técnica)• Instrumentación• Automatización• Sistemas de Emergencia• Seguridad, Higiene, Ambiente• Normas

Conocimiento de los Procesos / SoporteTécnico

Calidad del Dato

Mantenimiento, Confiabilidad y

Control del Proceso

PROCESO DE PRODUCCIÓN


La unidad principal de producción

lo constituye el pozo, el cual tiene

su nacimiento con la perforación y

completamiento del mismo en el

yacimiento productor.

El operador de producción debe

garantizar la operación segura y el

mantenimiento óptimo de los

pozos, además de poseer

conocimientos de los métodos de

producción y sus principios de

operación.

EL POZO: UNIDAD DE PRODUCCIÓN


Estos pozos tienen capacidad de fluir por si solos en forma natural, debido a que la

energía del yacimiento, en el cual fue completado como pozo productor, es suficiente

para hacerlos fluir hasta la superficie. Los pozos de flujo natural son ayudados

básicamente por la energía contenida en el gas, al empuje del agua o a ambos

combinados.

POZO: FLUJO NATURAL


La bomba de cavidad progresiva es esencialmente

un helicoide simple (rotor), el cual rota excentricamente e

internamente en un cuerpo doble helicoidal (estator) de

un mismo diametro y dos veces el paso del rotor.

El rotor gira dentro del estator formando una serie de

cavidades selladas,a partir del cual el fluido se desplaza

desde el “intake” hasta la descarga de la bomba. Cuando

una cavidad abre, la cavidad opuesta se cierra

exactamente a la misma rata. Debido a ello se obtiene un

flujo constante no pulsante.

Está compuesto por un motor y una caja reductora de velocidad acoplada al cuadrante de la

cabilla de torque en superficie. Para establecer el movimiento rotatorio se conectan con un

sistema de correas o por un acople directo del motor a la caja reductora.

POZO: BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA


El bombeo electrosumergible (BES) es un método

muy efectivo y económico si se compara con la

infraestructura necesaria para el levantamiento por

gas, sin embargo, se requiere de suministro eléctrico

local.

Un sistema BES típico está compuesto por un motor

eléctrico trifásico, una sección sellante denominado

protector, un separador de gas y una bomba

centrífuga multi-etapa como equipo de fondo,

mientras que en superficie se requiere un banco de

transformadores y un panel de control para

suministrar la energía y controles apropiados al

equipo de fondo.

POZO: BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE


Sus componentes básicos son:

Tubería de Producción

Cabillas

Bomba de Subsuelo

Ancla de Gas y Ancla de Tubería

Los componentes del equipo de superficie lo conforman:

Unidad de bombeo, Motor de la unidad y el Cabezal. El

funcionamiento en conjunto de dichos elementos

constituyen el sistema de bombeo mecánico, para

transmitir la energía adicional al pozo y transportar

fluido desde el fondo hasta la superficie.

El levantamiento artificial por bombeo mecánico es uno de los métodos mas tradicionales

de la industria petrolera. Lo constituyen los equipos de subsuelo y superficie. El primero,

adaptado a la completación original del pozo.

POZO: BOMBEO MEÑCANICO BALANCÍN


El propósito principal de un pozo de levantamiento

artificial por gas, es crear un área de BAJA PRESION

dentro del a tubería de producción, de tal manera que

la presión del yacimiento pueda impulsar el petróleo

dentro de ella a una rata deseada.

TIPOS DE LEVANTAMIENTO POR GAS:

Continuo: Para pozos con alta a mediana energía

(presiones estóticas mayores a 150 lpc/1000 pies) y de

alta a mediana IP (<0.5 bpd/lpc). Capaces de altas tasas

de producción con elevados niveles de presion de gas

disponible en superficie.

Intermitentes: Pozos con baja y mediana energía

(menores a 150 lpc/1000 pies). Baja productividad o

pozos en vias de agotamiento, menores a 100 bpd.

POZO: LEVANTAMIENTO POR GAS


Consiste en determinar el caudal de fluidos producido por el pozo (liquido y gas total)

mediante un equipo de medición (separadores, vortex, placas, turbinas, etc.), de acuerdo a un

procedimiento estándar. El contenido de agua y la medida del gas de levantamiento (si aplica),

se utiliza para determinar el caudal neto y el gas de formación.

PRUEBADE

POZOS

DATOSMANUAL

AUTOMATICA

CALIDADDATOS

REVISIONMANUAL

TRANSACCIONAUTOMATICA

(PROGRAMAC)

RECHAZO

BASESDE

DATOS

ANALISISCONDICION POZOS

IPDAÑO

MODELAJEESTATICO

MODELAJEDINAMICO

EVAL. PROC.RECUPERAC

Análisis de PozosAnálisis de Yacimientos• CANDIDATOS A RA/RC

• SERVICIOS

• CAMBIOS DE METODO

• ESQUEMA EXPLOTACION

• INYECCION FLUIDOS• NUEVOS POZOS• RE-DRILL• FRENTES DESPLAZAMIENTO

• RESERVAS

PRUEBAS DE POZOS: DESCRIPCIÓN DEL PROCESO


---------

--

-

-

-

---

-

-

-

ESTACION DE FLUJO

PLANTA DE GAS

PATIO DE TANQUES

MULTIPLE DE GAS LIFT

POZO

GAS AREINYECCION

PETROLEOA VENTAS

PRUEBAS DE POZOS: DESCRIPCIÓN DEL PROCESO


INDICADORES CLAVES DEL PROCESO: EJEMPLOS


Monitoreo de Datos: Mide la disponibilidad y frecuencia de

seguimiento a los datos.

Pozos Activos Probados al Mes: Indicador de eficiencia.

Medidas Integrales: Indicador de sincronización de los

parámetros de la medida en un margen de tiempo

determinado.

Calificación de la Pruebas: Indicador de Calidad

Condición de Rechazo: Mide atributos de Baja Calidad

Edad Pruebas No Malas: Mide la edad de la data.

Factor de Campo: Razón entre lo medido en Patio y lo

estimado (medida a pozo). Representa el nivel de

Conciliación de Datos.

INDICADORES CLAVES DEL PROCESO


0,30,40,50,60,70,80,91

1,11,21,3

ENE‐01 FEB‐01 MAR‐01 ABR‐01 MAY‐01 JUN‐01 JUL‐01 AGO‐01 SEP‐01

Factores de Campo Activo de Petróleo

FC BN FC GF FC GL

0,30,40,50,60,70,80,91

1,11,21,3

ENE‐01 FEB‐01 MAR‐01 ABR‐01 MAY‐01 JUN‐01 JUL‐01 AGO‐01 SEP‐01

Factores de Campo Activo de Petróleo

FC BN FC GF FC GL

Es necesario establecer la correspondenciaentre las medidas de producción en campo,con la medición de aceite en el patio detanques.

Esta relación de correspondencia determinaen un alto grado el nivel de precisión denuestro sistema de medición.

Hay varios niveles de reconciliación de datos que se manejan mediante factoresde campo, el primero de ellos es reconciliar la suma de las medidas individualesde pozos con la medición a nivel de la estación recolectora.

En segundo termino, la reconciliación de los medidores de las estacionesrecolectoras con la medición a nivel de punto de entrega o de transferencia decustodia.

INDICADORES CLAVES DEL PROCESO: FACTOR CAMPO


Es necesario establecer la correspondencia entre las medidas de producción

en campo, con la medición de aceite en el patio de tanques.

Esta relación de correspondencia determina en un alto grado el nivel de

precisión de nuestro sistema de medición.

Hay varios niveles de reconciliación de datos que se manejan mediante

factores de campo, el primero de ellos es reconciliar la suma de las medidas

individuales de pozos con la medición a nivel de la estación recolectora.

En segundo termino, la reconciliación de los medidores de las estaciones

recolectoras con la medición a nivel de punto de entrega o de transferencia de

custodia.

INDICADORES CLAVES DEL PROCESO: FACTOR CAMPO


Proceso secuencial que permite cuantificar los volúmenes de fluidos producidospor un pozo. Proceso de producción:

Completación del Pozo.

Producción crudo y gas a estación.

Separación, tratamiento y usos de los fluidos.

Descripción general del proceso de prueba de pozos:

Actividades en el pozo.

Actividades en la estación.

Importantes aspectos de SHA en las pruebas de pozos:

Aspectos a verificar en el pozo.

Aspectos a verificar en la estación.

PRUEBAS DE POZOS


DATOS OBTENIDOS DE LA PRUEBA Y CÁLCULOS A REALIZAR

• Volumen de petróleo y gravedad API.

• Volumen de gas y relación gas-petróleo (RGP).

• Volumen de agua.

• Datos de presión.

LOS RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE POZOS PERMITEN

• Determinar la producción por pozo, campo y yacimiento.

• Detectar pozos y sistema de producción que requieren intervención.

• Preparar programas para reparar, reacondicionar y cambiar métodos de

producción.

PRUEBAS DE POZOS


ACTIVIDADES EN EL POZO

• Condiciones físicas del cabezal.

• Condiciones de los instrumentos del pozo

• Estado y condiciones de manómetros

• Estado y condiciones de los registradores

• Reporte de fallas y correcciones a equipos

EL OPERADOR DE PRODUCCIÓN DEBE PODER DETERMINAR EN EL POZO

• Que los equipos e instrumentos cumplen con las normas de SHA para

realizar exitosamente la prueba de producción.• Las anomalías que impidan la realización de la prueba programada.

PRUEBAS DE POZOS


Condiciones Físicas y Operaciones en el Cabezal:Determinar condiciones inseguras.

Fuga de crudo y/o gas y estado de corrosión de los equipos.

Verificar condiciones de producción.Estado de válvulas y línea.

Determinar fluidos del pozo y su temperatura.Toma de la muestra del pozo.

Condiciones de los Instrumentos del Pozo:Estado y condiciones de manómetro.

Utilizar para la presión de trabajo y ajustar a cero. Estado y condiciones de los registradores.

Verificar ajuste a cero, condiciones y colores de agujas.



FALLA DETECTADA CORRECCIÓNFiltración de crudo en la válvula demuestreo.

Cerrar pozo, despresurizar la línea,reemplazar válvula y reactivar.

Fuga de gas por conexiones deinstrumentos o manómetros.

Cerrar válvula, retirar conexión omanómetro y reemplazar.

Agujas de registradores no marcan. Reemplazar agujas.

Manómetro no ajusta a cero. Reemplazar manómetro.Pozo cerrado sin información. Consultar por la razón del cierre y

esperar recomendaciones.Conexiones de instrumentos invertidas. Cambiar o ajustar conexiones.Plumillas de registradores invertidas. Cambiar las plumillas.

Reporte de Fallas y Correcciones a Equipos:Permite tomar acciones correctivas y cumplir cronograma de pruebas.

Los manuales de operaciones dan ejemplos de fallas y sus correcciones.



Las facilidades de superficie en sistemas de

producción son todas aquellas instalaciones y

equipos diseñados de tal forma de recolectar,

separar, almacenar, deshidratar, estabilizar y

transportar el crudo, separar, transportar,

comprimir y tratar el gas y separar, tratar y

disponer del agua efluente antes de la entrega

final de productos.

FACILIDADES DE SUPERFICIE: CONSIDERACIONES GENERALES


Dependiendo del método de extracción en fríoo por procesos térmicos (en caliente), losequipos e instalaciones varían encaracterísticas y cantidad en comparación conlos requeridos para el manejo yprocesamiento de crudos livianos y medianos

Por ejemplo en la explotación en frío, serequiere el proceso adicional de calentamientoen las estaciones de flujo o baterías paralograr transportar el crudo a través de lossistemas de tuberías



De forma similar, para la explotación encaliente, se requiere del proceso deinyección de vapor a nivel de pozo,aumentando energía del fluido yfacilitando el flujo hacia la superficie

Tanto para el método de extracción en frío(incluyendo proceso de calentamiento anivel de estación de flujo), como encaliente, las temperaturas alcanzadasinciden en las especificaciones demateriales, revestimientos y espesores delos equipos e instalaciones.



REDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS


El método para transportar el fluido desde el área de explotación (pozo)

hasta la Estación de Flujo es impulsándolo a través de un sistema de

tuberías (Líneas de Flujo / Líneas de Recolección).

Proceso de Recolección de Crudo en un Campo Petrolero




Existen diferentes tipos de flujo multifásico en la industria del crudo y gas:

Gas-líquido

Líquido - líquido

Líquido - sólido

Gas - sólido

Gas – líquido – sólido

Gas – líquido – líquido

Redes Multifásicas:Están involucradas varias fases, siendo el flujo bifásico el mas simple de este tipode transporte


Pozos Productores

Macollas (Clusters) de Producción

Tipos De Redes MultifásicasREDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS


Sistema de recolección axialSerie de pozos produciendo en una línea troncal común.

Líneas de flujo

Pozos

Cabezal

Tipos De Redes Multifásicas



Sistema recolección radial:Líneas de flujo donde se recoge la producción de varios pozos,convergiendo a una estación central, donde se envía por un poliducto concapacidad para transportar toda la producción de todas las líneas de flujo.

Pozos

Estación de Recolección / Compresión



Sistema de recolección con lazo cerrado:Sistema donde se recolecta la producción de los pozos en un sistema cerrado detuberías, y con instalaciones de procesamiento de crudo y gas. Permite flexibilidad encaso de contingencias en algunos de los ramales.

Pozos

Estación de Compresión

Proceso de Separación




Sistema de recolección con estación central: Clusters de Producción.Utiliza filosofía radial para los pozos individuales de nivel local, y se recolectantodas las líneas de flujo en una estación central.

Estación de recolección central

Clusters (Macolla)deproducción



Sistema de recolección con líneatroncal

Utiliza un esquema de recolecciónaxial para los grupos de pozos.

Utiliza cabezales remotos pararecolectar el fluido.

Es aplicable cuando la entrega defluido es relativamente largo o encasos donde no es factible laconstrucción de facilidades de campoen una estación central.

Tubería troncal

PozosCabezal




El cálculo del diámetro de la tubería, clases de “rating” debridas y válvulas y espesor mínimo de pared dependen de lascondiciones del proceso (Volumen, velocidad, temperatura yla presión del fluido).

Se debe tomar en cuenta el máximo flujo esperado que serátransportado por la tubería. Es usualmente recomendableadicionar un factor de seguridad entre el 20 y el 50% decapacidad, a menos que se haya precisado con exactitud elmáximo flujo esperado.

Hay que tomar en cuenta el flujo tipo “slug”, ya quegeneralmente estos pueden comportarse atípicamente.

Para el calculo de la caída de presión en la línea debe incluirseel efecto de válvulas y accesorios.

Criterios para el DimensionamientoREDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS


Otras variables: NORMATIVA AMBIENTAL, movimientossísmicos, choques de fluido, gradientes térmicos, deben sertomadas en cuenta para el diseño.

El dimensionamiento de tuberías puede necesitar ajustesde acuerdo a la experiencia y al buen criterio de ingeniería.

La selección de los materiales y tipo de revestimiento de latubería en base a las condiciones de corrosión, yresistencia

La integridad de las tuberías de recolección está asociada ala garantía de buen funcionamiento.

Los sistemas de limpieza, protección, anclaje ymantenimiento.

Criterios para el DimensionamientoREDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS


Definición de la topografía del terreno dondese instalará la tubería.

Levantamiento del perfil topográfico de la ruta.

Trazo de la ruta definitiva del trayecto de latubería.

Verificación en sitio para la aprobacióndefinitiva de la ruta.

Estimar costo y tiempo de ejecuciónconsiderando elevaciones y excavaciones delterreno.

TOPOGRAFÍA

Líneas De Flujo /Gas/RecolecciónREDES DE RECOLECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS


Estación de Recolección en Tierra (On Shore)

Estación de Recolección

Costa Afuera (Off Shore)

Las Estaciones de Recoleccion son instalaciones donde se recolecta, maneja y mide la producción proveniente de los

múltiples de producción o directamente de los pozos. Se lleva a cabo mecánicamente la separación gas‐líquido y

simultáneamente se inicia el tratamiento químico para la deshidratación del crudo. El crudo separado se almacena

transitoriamente y luego es enviado hacia los patios de fiscalización. El gas de formación, separado del líquido es

previamente depurado y finalmente dispuesto hacia la plantas compresoras para su procesamiento.


SISTEMA DE PRODUCCIÓN PARA UN POZO


Funciones:Recibir la producción de los pozos delcampo.Separar los fluidos provenientes delyacimiento (separación crudo/gas).Distribuir los fluidos separados a losdiferentes sistemas de la estación.Medir la producción de petróleo, agua

y gas de cada pozo productor.Almacenar temporalmente la faseliquida (petróleo - agua).Bombear el petróleo al patio detanques o terminal de almacenaje.

Equipos:Líneas de FlujoMúltiple de Producción (Manifold)Química Anti-espumaBomba de Inyección de QuímicaSeparador de Producción GeneralSeparador de MedidaControlador de Golpe

. Medidor de OrificioLínea de GasDepurador de GasTanques de AlmacenamientoLínea de BombeoBombas de la EstaciónCalentadores (Crudo Pesado)


PATIOS

RECOLECCION GAS

GAS AL VENTEO

CAÑON DEPRODUCCIONPOZO

SEPARADOR GENERAL

SEPARADOR PRUEBA

TANQUEDEPURADOR

BOMBA

TIPOS DE ESTACIONES DE FLUJOExisten dos tipos de Estaciones de flujo:

Cuando sus funciones requieren personal deoperación durante las 24 horas.

Se disponen de un sistema de control ysupervisión capaz de realizar, con autonomía,algunas labores manuales repetitivas orutinarias. Permite conocer el estado funcionalde cada fase del proceso. El sistema SCADAestá constituido por un conjunto de equiposelectrónicos, dispositivos de medición yactuación, así como programas decomputación que tienen la función principal demanejo del crudo y gas en la estación.


EQUIPOS BÁSICOS DE UNA ESTACIÓN DE FLUJO

Arreglos de tuberías y válvulascolocados en posición horizontal,paralelos uno con respecto al otro yconectados a cada una de las líneasde flujo para recolectar la producciónde los pozos que llegan a las bateríasy distribuirla hacia los diferentesprocesos del sistema. Arreglo flexiblepara cuando sea requerido, el flujo decada pozo individual pueda seraislado para prueba de pozos, o dirigirel flujo de cada pozo a un separadorde prueba, para segregar y medirpetróleo o productos de destilación,producción de gas y en algunos casosproducción de agua.

Tubería que se conecta desde elcabezal de un pozo hasta elmúltiple de producción de sucorrespondiente EF. Transportan elflujo en forma bifásica, desde lospozos hasta un punto deconvergencia denominadomúltiple. Cada múltiple estaconformado por seccionestubulares, cuya capacidad ytamaño dependen del número desecciones tubulares. Fabricados endiferentes diámetros, series yrangos de trabajo y se seleccionansegún el potencial de producción ypresiones de flujo del sistema.

Recipientes donde se realiza laseparación gas‐líquido de laproducción de los pozos, y medianteuna válvula de descarga se envíahacia los tanques de almacenamientoy el gas hacia el sistema dedepuración o recolección. Cuentancon un sistema de control de nivelque evita el paso de líquidos alsistema de gas de la instalación.Adicionalmente, el sistema deprotección consta de un interruptorneumático de nivel que actúa comorespaldo al sistema de control, yenvía una señal para abrir la válvulade descarga.

Múltiples de Recolección Líneas de Flujo Separadores Generales


Recipiente con características físicassimilares a los separadores, pero conelementos internos adicionales quepermiten eliminar los restos de laspartículas de crudo y agua ensuspensión en el gas proveniente delos separadores, eliminando lahumedad en el gas y evitar el envíode líquidos a las Plantas Compresoras.La deshidratación de la corriente deentrada se hace mediante laadsorción del líquido contenido ensuspensión en el gas a través de enun lecho de una malla que retiene laspartículas líquidas a la salida, en eltope del depurador.

Son los depósitos destinados alalmacenamiento temporal delpetróleo procedente losseparadores. El crudo almacenadoalimentan la succión de lasbombas, que lo envía hacia lospatios de fiscalización. Cuentancon un sistema de control de nivel,con interruptores que cumplencon la función de parar oencender las bombas para evitarel derrame o succión en vacío. Lacapacidad estándar enoperaciones es de 1500 barriles,pero se encuentran también enocasiones de 500 y 1000 barriles.

Las bombas son las encargadas desuccionar e impulsar el crudo a travésde la línea de bombeo, hacia la red derecolección para finalmente desplazarel crudo a los patios de tanques dealmacenamiento para su tratamientodefinitivo y fiscalización. Existendiferentes tipos de bombas, pero lostres tipos básicos son: Recíprocas,Centrífugas y Rotatorias. Lasreciprocantes son las masusasdasdebido a su flexibilidad ycapacidad, construcción sólida,facilidad de transportación y quesoporta presiones relativamentealtas.

Depurador de Gas Tanques de Almacenamiento Bombas



Los químicos para el tratamientoprevio del crudo proveniente de lospozos y manejados en las EF soninyectados en los cañones o múltiplesde producción, para esto se usa unpaquete de bombas cuyofuncionamiento puede ser eléctricocon respaldo neumático; Secomponen de dos (2) bombas, de lascuales una siempre debe estartrabajando y la otra funciona comoreserva en caso de falla omantenimiento. Las bombas masusadas en el campo son: McFarland yMilton‐Roy.El propósito principal dela dosificación en la estación es elControl de espuma y Deshidratacióndel crudo.

Para que los recipientes semantengan al nivel de presiónadecuado y soporten los límites deseguridad deben estar provistos deválvulas de seguridad. El punto depresión donde comienzan a actuarestán relacionados con la resistenciao presión de diseño del recipiente. Lacapacidad de liberación en términosdel caudal de gas que puedendescargar se determina porconsideración del aumento depresión que resulta de la exposicióndel recipiente al fuego, puesto queesta es generalmente, la mayorfuente de calor que puedeconsiderarse.

Son dispositivos utilizados enlíneas de proceso para aislar,comunicar o dejar pasar productosde un sistema a otro, entre ductoso líneas o simplemente para aislarherméticamente procesos demanera intencional (porrequerimientos del proceso) o pornecesidades de trasciego (vaciarun recipiente o llenarlo). Losprincipales usos a que se destinanlas válvulas son: Bloquear o dejarpasar el flujo, Regular oestrangular el flujo, Prevenir elcontra flujo, Regular presiones yPara desahogo de presiones.

Sistemas Dosificadores Válvulas de Seguridad Válvulas



Válvula Multipuerto

No Convencional

Convencional

ELEMENTOS NOVEDOSOS EN ESTACIONES DE FLUJO NO CONVENCIONALES


Medición Multifásica:

Los Medidores de flujo multifásico soncapaces de medir en línea los flujosindividuales de petróleo, gas y agua, porconsiguientes se podrían utilizar para sustituirlos separadores gas líquido y los tanques depruebas en una estación de flujoconvencional.



AGAR Serie MPFM-300

Proporciona información en línea y en tiemporeal de producción de crudo, agua y gas, sinseparación de fases, eliminando la necesidad decostosos accesorios tales como separadores defase y bombas.

AGAR Serie MPFM-400

Están diseñados para manejar una gran gamade tasas de flujo y relaciones gas/líquido entodos los patrones de flujo cuando la fase líquidaesté saturada con gas en el punto de medición.

En el ámbito comercial se encuentran disponibles algunos, entre ellos:



Medidor Multifásico PhaseWatcher Vx (FramoEngineering AS, Schlumberger)

El medidor de flujo multifásico está basado en unmedidor de fracciones de energía dual encombinación con un venturi desarrollado por FramoEngineering y Schlumberger.

Medidor de Flujo Multifásico de ROXAR FlowMeasurement

El medidor utiliza el método de velocidad dual paramanejar el deslizamiento de fase, los medidores norequieren mezclas para homogeneizar el flujo, oseparadores para dividir el flujo antes de entrar a lamedición.




Separadores Introducción al Proceso de Separación

del Gas Natural Definición Principios de separación y secciones

de un separador Clasificación de los Separadores Variables que intervienen en el proceso

de separación Vista en corte de un Separador ¿Qué ocurre en el interior de un

separador? Problemas de operación en los

separadores Controles, válvulas, accesorios y

características de seguridad paraseparadores de petróleo y gas

AZUL

SEP Alta-1200 PSI

SEP-Baja PSI

Gas acondicionado para su entrega

Compresión

Multiples

PRODUCTO para la venta de acuerdo a especificaciones

Bomba

Almacenamiento de Petróleo/Condensado

Petróleo/Condensado @ 0.5%

BS&W

Petróleo/Condensado

Etapas de Separación

Introducción al Proceso de Separación del Gas Natural


INTRODUCCIÓN AL PROCESO DE SEPARACIÓN

La separación del flujo de gas de los líquidos libres es ampliamente la más común de todas las

operaciones de proceso de campo (tratamiento) y, al mismo tiempo, una de las más críticas. Un

separador diseñado correctamente proporcionará una separación limpia, libre de los gases de los

hidrocarburos líquidos. Un separador de flujo debe realizar lo siguiente:

1. Lograr la fase de separación de la mayoría de la mezcla líquida.

2.Refinar la separación primaria mediante la eliminación de la mayoría de los líquidos arrastrado por la niebla de gas.

3. Afinar más la separación mediante la eliminación del gas arrastrado por el líquido.

4. Descarga de liquido y gas separados desde el recipiente y se asegura que no ocurra el arrastre de uno en el otro nuevamente.


Si estas funciones son logradas, el diseño básico de separación debe:

1. Controlar y disipar la energía de la corriente de entradaen el separador.

2. Asegurarse de que las velocidades de gas y líquidosson lo suficientemente bajos para que la gravedad y lasegregación de equilibrio líquido‐vapor puede ocurrir.

3. Minimizar la turbulencia en el gas de la sección deseparación y reducir la velocidad.

4. Control de la acumulación de espumas en el buque.

5. Volver a eliminar el arrastre de gas y líquidosseparados.



6. Proporcionar una salida para los gases, con controlesadecuados para mantener la presión prefijada.

7. Dar salida a los líquidos, con adecuados controles de nivel de líquidos.

8. Si es necesario, proporcionar limpiar los puntos desalida donde se puede acumular sólidos.

9. Proporcionar alivio de la presión excesiva en caso deque el gas o el líquido a los puntos de venta debe serconectado.

10. Proporcionar equipo (manómetros, termómetros, yevaluar a nivel de líquido con visores de vidrio) paracomprobar visualmente el correcto funcionamiento.



SEPARADOR:El término separador es aplicado a una gran variedad de equipos usados para separar

mezclas de dos o más fases. Estas mezclas pueden estar formadas por: una fase vapor y

una líquida; una fase vapor y una sólida; dos fases líquidas inmiscibles (aceite/agua); una

fase vapor y dos líquidas o alguna otra combinación de las anteriores.

DEFINICION


PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN Y SECCIONES DE UN SEPARADOR

Los tres principios utilizados para alcanzar la separación física de gases, líquidos o

sólidos son: Momentum, asentamiento gravitacional y coalescencia. Los fluidos

tienen que ser inmiscible y tener diferentes densidades. Para lograr esto, los

separadores están dividos en 4 secciones:

Sección de separación primaria (entrada)

Sección de separación secundaria o

gravitacional

Sección de extracción de neblina

Sección de acumulación de líquidos.


Depuración de GasA través de los elementos internos del equipo (similares a los separadores), selogra purificar el gas eliminando las diminutas partículas de petróleo en suspensión,provenientes de los separadores de prueba.

La depuración se produce a volumen y presión constante, de tal manera que elgas sea más seco, evitando el posible envío de líquido a las plantas compresoras.



• Sección de Extracción de Neblina

• Sección de Extracción de Neblina

• Sección de Extracción Secundaria

• Sección de Extracción Secundaria

• Sección de Acumulación de Líquidos

• Sección de Acumulación de Líquidos

• Choque o Sección de Separación

• Choque o Sección de Separación

MomentumTiempo de Retención

CoalescenciaGravedad



Placas Desviadoras (BAFLES) y Placas de Choque

Placas Alineadoras de Flujo

Eliminadores de Neblina

PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN. INTERNOSSeparación Gas-líquido


PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN. EXTERNOS

Válvulas de Seguridad y

Alivio

Válvulas de Control de Sobre Presión

Válvulas de Control de Líquido

Posición Normal Cerrada Descargando


PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN. OTROS ACCESORIOS

Manómetros Boquillas y Otros

Controlador de Nivel


El volumen de Gas que un Separadorremoverá del petróleo crudo depende de:

Características físico-químicas del crudo.

Presión de Operación.

Temperatura de Operación.

Tasa de Entrampamiento.

Nivel de Líquido

Tamaño y configuración del separador.

VARIABLES QUE INTERVIENEN EN EL PROCESO DE SEPARACIÓN


VISTA EN CORTE DE UN SEPARADOR


Imaginemos lo que sucede cuando se vierte gasolina sobre unrecipiente abierto. El gas tenderá a desprenderse dejando en elfondo los fluidos que permanecen en estado líquido. En este casola separación se habrá producido a presión atmosférica (14,7 lpca)y a temperatura ambiente (90 F, por ejemplo).Cuando cambian lascondiciones de presión y temperatura a la cual se produce laseparación, también cambiará la cantidad de gas y/o de líquido quese separa de la corriente. La cantidad de líquido que permaneceen el fondo del recipiente será tanto mayor cuando más alta sea lapresión y más baja la temperatura (P y T).

¿QUÉ OCURRE EN EL INTERIOR DE UN SEPARADOR?


DISEÑO BÁSICO DE SEPARADORES

Composición del fluido que se va a separar.

Caudal del gas en condiciones normales.

Presión y temperatura de operación.

Factor de compresibilidad del gas en condiciones normales.

Densidad de los fluidos en las condiciones de operación.

Velocidad critica del gas dentro de la unidad.

Tiempo de retención asignado por el liquido.

Dimensionamiento del separador.

Parámetros que intervienen en el diseño de separadores


Factores mecánicos que deben ser considerados en el diseñoconceptual de un separador

Distribución de las principales secciones de un separador:

Primera Sección de Separación

Sección de Fuerzas

Gravitacionales

Sección de Extracción de

Niebla

Sección de Acumulación de Líquidos

DISEÑO DE SEPARADORES


Tipo de Separador y Servicio

Presencia de Solidos/materiales

pegajososRecomendable

Moderado: Considerar

internos especiales


internos especiales / Inclinados


internos especiales / Inclinados

HORIZONTAL SIN MALLA

HORIZONTAL CON MALLA

Baja relacion vapor/liquido Moderado Moderado

No recomendable

SITUACION RECOMENDACIÓN DEL TIPO DE SEPARADOR

Alta relacion Vapor/liquido

Alto "turndown" de flujo de gas

Muy recomendable

Muy recomendable

Muy recomendable

Muy recomendable

VERTICAL SIN MALLA

VERTICAL CON MALLA

Separación liquido-liquido-vapor

Limitaciones en área de planta

Moderado

Recomendable

Alto "turndown" de flujo de liquido Moderado

Separación liquido-liquido solamente No recomendable

Moderado

Moderado

Muy recomendable

Muy recomendable

No aplica

Muy recomendable

Moderado

Muy recomendable

No recomendable

Moderado Muy recomendable

Moderado

Muy recomendable

Recomendable

Moderado

No recomendable

Limitaciones en espacio vertical o

alturaNo recomendable No

recomendableRecomendable Recomendable

Recomendable

DISEÑO DE SEPARADORES. METODOLOGÍA


Crudos Espumosos

Arenas

Parafinas

Emulsiones

Escape de líquidos o de gas

Corrosión

PROBLEMAS DE OPERACIÓN EN LOS SEPARADORES


Separación de Crudo Espumosos

Pequeñas esferas (burbujas) de gas son encapsuladas enuna película delgada de petróleo cuando el gas sale desolución.

El petróleo es mas propenso a formar espuma cuando:

La gravedad API menor a 40 ºAPI.

La temperatura de operación es menor a 60 ºF.

El crudo es viscoso, con una viscosidad mayor 50000SSU (Aprox. 53 cp).

La espuma reduce la capacidad de los separadores depetróleo y gas debido a que se requiere un tiemporetención mayor para separar adecuadamente unacantidad dada de crudo espumante.

PROBLEMAS ESPECIALES EN LA SEPARACIÓN DE PETRÓLEO Y GAS


Separación de Crudo Espumosos

El separador vertical de placas internas puede ser

utilizado para manejar crudo espumoso.

El crudo baja en cascada por las placas internas de la

unidad, las burbujas de la espuma pueden ser rotas.

Este diseño puede incrementar la capacidad del

separador para manejar crudo espumoso de un 10 a

50 %.



Parafina

La deposición de parafina reduce su eficiencia y puede hacerlos

inoperables llenando parcialmente el recipiente y/o bloqueando

el extractor de mezcla y las entradas de fluido. La parafina

puede ser removida utilizando vapor o solventes. Se puede

prevenir la deposición inicial en el recipiente a través de calor o

tratamientos químicos de la corriente de fluido aguas arriba del

separador. Otra solución, involucra el revestimiento de todas las

superficies internas del separador con un plástico con el cual la

parafina tiene poca o ninguna afinidad.



Arena, Barro, Lodo, etc.

La Arena de grano medio en pequeñas cantidades puede ser

removida por medio del asentamiento en un recipiente vertical

sobrediseñado con un fondo cónico y mediante el drenaje

periódico del residuo.

Corrosión

Los fluidos producidos del pozo pueden ser muy corrosivos y

causar la falla temprana del equipo. Los dos elementos mas

corrosivos son dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrogeno

(H2S). Estos dos gases pueden estar presentes en los fluidos

del pozo desde trazas hasta 40 o 50 % en volumen del gas



Controles de nivel de liquido alto y bajoSon pilotos operados por un flotador que acciona una válvula en la entrada del

separador, haciendo sonar una alarma, o realizando alguna otra función pertinente para

prevenir el daño que pueda resultar de altos o bajos niveles de líquidos en el separador

Controles de Presión Alta y BajaSon instalados para prevenir que presiones excesivamente altas o bajas interfieran con

las operaciones normales. Estos controles pueden ser neumáticos, mecánicos y

eléctricos y pueden sonar una alarma, accionar una válvula de cierre, o realizar otras

funciones pertinentes para proteger el personal, el separador, y equipos adyacentes.

Controles de Temperatura Alta y BajaDeben ser instalados para cerrar la unidad, o sonar una alarma cuando la temperatura

en el calentador llega a ser muy baja o muy alta. Tales controles de temperaturas no

son utilizados normalmente en los separadores, pero pueden ser apropiados en casos

especiales.

CONTROLES, VÁLVULAS, ACCESORIOS Y CARACTERÍSTICAS DE SEGURIDAD PARA SEPARADORES DE PETRÓLEO Y GAS.


Válvulas de AlivioSon instaladas a la presión de diseño del recipiente. Sirven principalmente como unaadvertencia, y en algunos casos son muy pequeñas para manejar la capacidad de fluido totaldel separador. Válvulas de alivio de capacidad total pueden ser utilizadas y sonparticularmente recomendadas cuando no es usado un disco de ruptura en el separador.Disco de RupturaEs un dispositivo que contiene una membrana de metal delgada que es diseñada pararomperse cuando la presión en el separador excede un valor predeterminado. Este esusualmente de 1.25 a 1.5 veces la presión de diseño del separador. El disco de ruptura esnormalmente seleccionado de forma tal que no se rompa hasta que la válvula de alivio no sehaya abierto y sea incapaz de prevenir la presión excesiva en el separador.

CONTROLES, VÁLVULAS, ACCESORIOS Y CARACTERÍSTICAS DE SEGURIDAD PARA SEPARADORES DE PETRÓLEO Y GAS.


CONSIDERACIONES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO PARA SEPARADORES

Inspección periódica.

Instalación de dispositivos de seguridad.

Cabezales de seguridad (discos de ruptura).

Extractores de neblina.

Operarse a bajas temperaturas.

Verificar presencia de fluidos corrosivos.

Verificar presencia de parafina (tratamiento).

Estar alerta cuando de opera a máxima capacidad.

Evitar cargas de choque de presión (conexión y desconexiónde pozos).

Evitar la descarga ahogada de líquido.

Calibrar los manómetros periódicamente.

Efectuar limpieza periódica de recipientes.


Según el número de fases a separar

Separadores Bifásicos.

Separadores Trifásicos.

Según su Forma

Separadores Cilíndricos.

Separadores Esféricos.

Separadores de dos Barriles.

Según su Posición

Separadores Horizontales.

Separadores Verticales.

Según el Tipo de Fase a Separar.

Separadores Gas – Liquido.

Separadores Liquido - Liquido.

Separadores Liquido - Sólido.

Separadores Sólidos - Sólidos.

Separadores Gas – Liquido – Solido.

Según los Procesos a Separar

Separadores Convencionales.

Depuradores (Rectificadores).

Separadores Tipo Filtro.

Separadores Tipo Pulmón.

Tratadores Térmicos.

Torre de Destilación.

CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES:

Según su Función

Separadores Producción.

Separadores Medición.


Horizontales

Verticales

SEPARADORES:


OPERACIÓN DE UN SEPARADOR BIFÁSICO HORIZONTAL

Sección de Separación primaria (Deflector de entrada)Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-gas, ocurriendo el cambio en lacantidad de movimiento de las fases en la entrada del separador provocado porlos deflectores o distribuidores. Los cambios bruscos en las velocidadesprovocan la separación


Sección de Separación Secundaria o Asentamiento (gravedad)En esta se observan fases continuas con gotas donde actúan las fuerzas degravedad. Estas fuerzas se encargan de decantar las gotas hasta cierto tamaño,es decir gotas de la fase pesada suspendida en la fase liviana tienden adecantar.



Eliminador o Extractor de NeblinaConsiste en la separación de las gotas de líquido que aún contiene el gas. Enéste, no es aceptable que gotas muy finas de la fase pesada sean arrastradasa la fase liviana, es por ello que es necesario el proceso de coalescencia.



Sección de Colección de LíquidoEstá constituida por la parte inferior del separador que actúa como colector,posee control de nivel mediante un flotador para manejar volúmenes delíquidos obtenidos durante la operación y control de emergencia para unaoperación confiable y segura de los equipos aguas abajo




OPERACIÓN DE UN SEPARADOR BIFÁSICO VERTICAL

Usos principales:

Crudos con arena, parafina,producción de cera.

Caudales pequeños.

Muy bajos o muy altos RGP.

Usos principales:

Grandes volúmenes de liquido.

De medio a bajo RGP.

Separación de tres fases.

Crudo espumoso.


SEPARADORES BIFÁSICOS VERTICALES VS HORIZONTALES

Ventajas: Requiere de menos área para

su instalación. No es critico el control del nivel

del liquido Puede funcionar con mas

sólidos.

Ventajas: Menor costo que el vertical. Menor diámetro para la misma

capacidad de gas. Gran área para la dispersión de

espuma y reducción deturbulencia.



Desventajas:

Requiere de diámetro mayorpara cualquier capacidad degas.

Dificultad para realizar servicioa los equipos en el tope.

Desventajas:

Ocupa mas espacio

El control de nivel de liquido escritico.

Mas difícil para limpiar arena,barro, cera, parafina, etc.



Equipos Usados en Alto Corte de

Agua

Gas y aceite pueden salir juntos o

separados

Mecanismo: gravedad (Ley de

Stokes)

Comunmente Horizontales.


SEPARADORES BIFÁSICOS FREE WATER KNOCKOUT (FWKO)

SalidaDe agua

Entrada

Salidade gas+ aceite

Difusor deLiquido

Interfazaceite/agua

Sección de asentamiento por gravedad

InterfazGas/Liquido

3 x 10 2,000 BPD

4 x 10 4,000 BPD

6 x 20 10,000 BPD

8 x 30 15,000 BPD

10 x 40 30,000 BPD

12 x 50 50,000 BPD

• Gas y aceite salen juntos• Mecanismo: gravedad (ley de Stokes: diferentes densidades, tamaño de las gotas,

viscosidad del aceite)• Tiempo de asentamiento de las gotas de aceite, tiempo de retención (tamaño y

proporción)


SEPARADORES BIFÁSICOS FREE WATER KNOCKOUT (FWKO)

Disipar alto Momentum a la entrada.

Realizar la separación primaria del aceite del

gas

Refinar al remover gotitas de liquido

suspendidas en el gas

Refinar al remover burbujas de gas del liquido

(solo gas disuelto en equilibrio permanece)

Complicaciones

3 fases, solidos, turbulencia, espuma, etc


FUNCIONES BÁSICAS DE LOS FREE WATER KNOCKOUT (FWKO)

A B C DE G F H

A. Entrada del fluido

Lugar donde llega la mezcla

multifásica gas-líquido

B. Angulo de Impacto

Donde la mezcla multifásica gas-

líquido impacta los deflectores de

entrada produciendo cambio de

velocidad.


PARTES INTERNAS DE SEPARADORES

C. Placas AntiespumaCámara formada por placasparalelas por donde el gas húmedopasa y donde las gotas pequeñasson recolectadas en gotas masgrandes y caen al fondo delseparador.

D. Rompe olasPara impedir que por efectosde la velocidad, el crudo yaseparado forme olas dentro delequipo y pueda causar arrastrehacia la parte superior dondeesta la salida de gas.

A B C DE G F H



E. Extractor de NieblaDonde las partículas líquidas más pequeñas presentes en el gas húmedo son removidas

F. Salida de GasParte superior del separadorpor donde el gas seco sale.

A B C DE G F H



G. DrenajeLocalizado en la parte inferiordel separador, es usado parapurgar cualquier sólidoindeseable que se deposite enla base del recipiente.

H. Salida de líquidoEl líquido del cual se ha quitado elgas se mueve a lo largo del fondodel tanque más allá de las placashacia este lugar para continuar surecorrido en el proceso .

A B C DE G F H



Placa de Entrada Tangencial

Placa

Desviadores o deflectores de entrada (Tipo Placa)

Los deflectores de placa pueden ser de forma de plato esférico, plato plano, conángulo, plato cónico, semiesférico, etc., cuya finalidad es lograr un cambio rápidoen la dirección y la velocidad de la mezcla multifásica y así separe el gas y elliquido.

El diseño de los bafles esta gobernado principalmente por los soportesestructurales requeridos para resistir la carga de impacto por cambio de momento.

La ventaja de usar los dispositivos tales como una media esfera o cono es quecrean menos turbulencia que las placas o el de ángulo, reduciendo la posibilidadde arrastre y emulsión.


INTERNOS PARA SEPARADORES

Los ciclones o centrífugos funcionan de forma que la separación mecánica seefectúa por la fuerza centrífuga que actúa sobre las partículas al provocar elmovimiento giratorio sobre la corriente de alimentación.

Para lograr este efecto se coloca una chimenea ciclónica cerca de la boquillade alimentación. Esta chimenea produce una alta velocidad y una gran caídade presión.

Desviadores o deflectores de entrada (Centrífugos)

Tubos vórticeEntrada

de Fluido

Centrifugo Entradade Fluido



Dispositivo usado para recoger pequeñas gotas de líquido de la corriente de gasantes de que esta salga del separador.

Consiste en un filtro trenzado de alambre, normalmente de acero inoxidableempacado en forma de esponja cilíndrica, con un espesor de 3-7 pulgadas ydensidad de 10-12 lb/pie3.

Retiene las partículas líquidas hasta que adquieren un tamaño suficientementegrande como para que el peso supere tanto la tensión superficial como la acción dearrastre producida por el gas.

Posee una de las más altas eficiencias de remoción y es preferido debido a su bajocosto de instalación.

Extractores de Niebla (“Demister” o “Malla de Alambre”)



La desventaja principal radica en el hecho que el gas es forzado a pasar a través de losmismos canales por los que el líquido es drenado bajo la influencia de la gravedad, esdecir, existe flujo en dos sentidos. Si no son especificados apropiadamente, puedesuceder que: El líquido no pueda abandonar el elemento y se acumule en éste. El flujo de gas sea restringido como consecuencia de esta acumulación. La caída de presión llegue a tal valor que el líquido sea expulsado aguas abajo del

separador, ocasionando arrastre. Con sólidos en la corriente de gas, el sistema es más propenso a obstruirse.

Extractores de Niebla (“Demister” o “Malla de Alambre”)



tienen la ventaja de que producen una baja caída de presión y son altamente

efectivos si la velocidad del gas puede mantenerse dentro de un rango apropiado.

Usado principalmente en separadores verticales.

El mecanismo de separación es choque y coalescencia.

Mejor desempeño para fluidos con baja viscosidad.

No recomendado para gases con contenido de sólidos.

Pueden ser instalados a separadores existentes.

Extractores de Niebla tipo “Demister” o “Malla de Alambre”



Entrada Multifásica

Caída de líquido

coalescido

Gas

Cambio de Momento dirige el flujo hacia la

salida

Consisten de un laberinto formado por láminas de metal colocadas paralelamente, conuna series de bolsillos recolectores de líquido.

El gas es conducido entre las placas, sometido a sucesivos cambios de dirección,mientras que las partículas líquidas tienden a seguir en línea recta y son atrapadas en losbolsillos, donde coalescen y son conducidas perpendicularmente al flujo de gas hasta elfondo del recipiente.

El liquido recolectado no es drenado en contracorriente al flujo de gas; por lo que laeficiencia de separación con respecto al eliminador tipo malla aumentaconsiderablemente.

Extractores de Niebla tipo “Aleta”)



Consiste de desviadores tipo placa colocados en sentido transversal al flujo dentrodel separador para eliminar la propagación de ondulaciones y los cambios de nivelen dirección longitudinal que son producidos por la entrada súbita de tapones delíquido dentro del separador.

Dichas placas son de gran utilidad para las labores de control de nivel, evitandomedidas erróneas producto del oleaje interno.

Rompedor de olas interno “Wave Breakers”

Rompe olas



Separador Horizontal sin rompe olas instalado

Separador Horizontal despuésde la instalación del rompe olas

Rompedor de olas interno “Wave Breakers”



Consiste en una serie de placas paralelas longitudinales direccionadoras del flujo,colocadas en la zona de retención de líquidos de los separadores horizontales.

Estas placas evitan que las burbujas de gas que ascienden a través del líquidocolapsen y produzcan la agitación necesaria para formar la espuma.

Placas rompe espuma “Defoaming Plates”



Rompe vórtices “Vortex Breakers” Consiste de un elemento que

obstruye o dificulta la formación deremolinos dentro del separador

Cuando un liquido es drenado de unrecipiente, se pueden producircondiciones que originen laformación de un remolino.

Este efecto en separadoresocasiona el escape de la fase devapor por la boquilla de desalojo delíquido, lo cual es indeseable sobretodo desde el punto de vista deseguridad.



Formación de Espuma: En una mezcla gas-líquido esto afectaráseveramente el desempeño del separador. La causa principal de la espumaen petróleo crudo es el contenido de impurezas, que son imprácticas dequitar antes de que la corriente alcance el separador. La espuma no presentaningún problema dentro de un separador si el diseño interno asegurasuficiente superficie y tiempo de retención para que se rompa la espuma.

Problemas frecuentes: Dificultades en el control de nivel de líquido

Es grave, ya que cualquier dispositivo de control debe ocuparse de unafase líquida adicional.

La espuma posee una alta relación entre el volumen y el pesoPor lo tanto, puede ocupar mucho del espacio del recipiente que estaríade otra manera disponible para las secciones de asentamiento y decolección de líquidos.


TROUBLESHOOTING EN OPERACIONES DE SEPARADORES

Descontrol del banco de espumaEn este caso llega a ser imposible sacar el gas separado o el aceitedesgasificado del recipiente sin el arrastre de espuma en las salidas delíquido o gas. La cantidad de espuma es dependiente de las caídas depresión a la cual se somete el líquido en la entrada, así como lascaracterísticas del líquido a las condiciones del separador.

Posibles soluciones:Si se sabe o se sospecha que la espuma va a ser un problema, antes deinstalar el recipiente, pueden incorporarse al diseño los siguientes factores ocomponentes: Agregar longitud extra al recipiente. Deflectores de espuma. Usar aditivos químicos.



Formación de espumaPosibles soluciones: Tecnologías Ciclónicas para Internos

Los internos ciclónicos de ultima generación, proveen una alta aceleración alfluido a la entrada. Estos internos pueden eliminar la espuma de la mezclagas-liquido en forma mecánica, siempre que se aplique una fuerza centrifugagravitacional lo suficientemente alta para romper la espuma.

La experiencia indica que, para romper la espuma, se requiere una fuerzacentrifuga, como mínimo de 150 g a 200 g (g=aceleración de gravedad=32.2pie/seg2)

La utilización de esta tecnología representa una inversión considerable. Si elinterno ciclónico se puede diseñar a un costo razonable, esto eliminaría lanecesidad de tomar acciones correctivas, tales como el tratamiento químicoo la aplicación de calor.



Formación de espuma



Formación de Parafinas: La operación del separador se puede veradversamente afectado por una acumulación de parafinas.

Problemas frecuentes:

Taponamiento de los platos en la sección colectora de líquido y en elacople del extractor de nieblaLos crudos parafinosos ocasionan graves problemas operativos debido alensuciamiento o incrustación en estos elementos internos.

Posibles Soluciones: Donde se determina que la parafina es un problema real o potencial, el uso de placasespeciales y de extractores centrífugos de niebla debe ser considerado.

Se debe proveer las facilidades de boquillas, agujeros para acceso, etc que permitanla inyección de algún líquido de limpieza para estos internos.



Manejo de Arena: La operación del separador se puede ver seriamente afectada porel arrastre y acumulación de sólidos, incluyendo por supuesto la arena.

Problemas frecuentes: Corte del trim de las válvulas de entrada y salidaLa arena en las válvulas puede ser algo problemático. Dependiendo de la velocidad del

fluido, puede ser causado un efecto erosivo o de corte en las partes internas de las mismas.

Taponamiento de elementos internos del separadorEste problema debería considerarse en el diseño, aunque no siempre es posible lograr

un diseño para una óptima separación previendo espacios para la acumulación de arena.

Acumulación en el fondo del separadorDebe preveerse en el diseño, ya que dicha acumulación esta muy cerca de la salida de

líquido, por lo que puede ser arrastrada en dicha corriente, causando graves problemasaguas abajo del separador (válvulas, bombas, tanques, etc).



Posibles Soluciones:

Para solventar estos problemas, deberán tomarse en cuenta lossiguientes aspectos:

Instalación de trim especial resistentes a la abrasión de la arenaen las válvulas

Tuberías de lavado (si aplica).

Boquillas de limpieza por inyección de líquidos.

Boquillas de remoción de sólidos.

Inclinación de recipientes horizontales.

Aberturas para la limpieza manual.



Arrastre en las fases: Es una operación anormal en la cual se arrastra líquido através de la corriente de gas o gas en la corriente de líquido.

Problemas frecuentes: Escape de líquido en la fase gaseosa

Causado fundamentalmente por:

Alto nivel de líquido en el recipiente por daños en los internos del recipiente o pormanejar un flujo superior al máximo especificado en el diseño

Escape de gas en la fase líquidaCausado fundamentalmente por:

Bajo nivel de líquido en el recipiente por falla en válvulas o controladores de nivel



Incremento Irregular del Flujo de alimentación:En algunos campos de producción se muestra este fenómeno donde seincrementa significativamente el flujo de alimentación en a la entrada delseparador en intervalos indefinidos.

El flujo llega alseparador.

Se produce un oleajeen el separador.

La válvula de controlno puede manejar elflujo de liquido.

LC

LC

LC



Posible solución:Diseño de un separador “Slug Catcher” o un sistema de tuberías que absorbanestos flujos irregulares.



Las características de los fluidos tienen un tremendoimpacto en el diseño y operación de los separadores.Los siguientes factores o parámetros deben serconsiderados para el diseño y operación.

Las velocidades de flujo de gas y liquido (es decirmínimo, máximo y promedio), tanto a niveles puntualescomo durante el ciclo de vida de los yacimientos.

Condiciones de operación, especialmente la presión ytemperatura. Estos dos parámetros tienen graninfluencia en las propiedades físico química de losfluidos (densidad, viscosidad y factor decompresibilidad) que definen las condicionestermodinámica y de equilibrio, grado de separación, o laeficiencia.

PARÁMETROS O FACTORES A SER CONSIDERADOS PARA EL DISEÑO Y OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES


Presencia de sólidos o impurezas, juegan unpapel importante en la selección de losseparadores verticales y horizontales.

Tendencias a cambios bruscos y fuertes (surgeand slugging).

Tendencias a formar espuma y corrosividad. Enalgunos casos se hace necesario utilizarcompuestos químicos para evitar la formaciónde espumas y proteger contra la corrosión,especialmente cuando se tiene elementos comoCO2 y H2S, y por el mismo contenido de agua


PARÁMETROS O FACTORES A SER CONSIDERADOS PARA EL DISEÑO Y OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES

Axsia/Natco/Kvaerner/Baker

Aplicaciones: Plataformas Costa Afuera.

Ventajas:

Tecnología compacta (reduce el peso ytamaño).

Tiempo de residencia (1 a 2 minutos).

Reduce los costos de operación.

Desventajas:

La eficiencia se ve afectada por ladiferencia de densidades.

95% de remoción de agua en el crudo.


NUEVAS TECNOLOGÍAS: SEPARADOR CICLÓNICO

Utiliza principio de separación ciclónicos.

Utiliza la presión del fluido y la geometría del

equipo para alcanzar fuerzas de separación

centrifugas.

Tiempo de residencia: 60 segundos.

Recomendado para primera etapa de

separación.

Capacidad de 1000 - 20,000 b/d.


NUEVAS TECNOLOGÍAS: SEPARADOR CICLÓNICO

Los separadores trifásicos son los comúnmenteutilizados para separar tres fases: Aceite, Agua yGas. Se pueden clasificar de acuerdo a la geometríaen verticales y horizontales. Su selección dependeráde los requerimiento y especificaciones de losproductos, así como las condiciones o estimación deproducción durante la vida útil del campo.

Entre los más conocidos figuran: Separador de agua libre. Separador de producción. Tratador de aceite. Tratador de agua.

GeneralidadesSEPARADORES TRIFÁSICOS


El agua en una corriente de la producción del petróleo crudo puedetomar varias formas como se muestra en la figura:

h

h oh e

h wAgua

Emulsion

Petróleo

Tiempoh w

/h

% agua

La capa de agua va creciendo con el tiempo.



La producción de agua viene con el crudogeneralmente en dos formas (libre yemulsionada). La capa de agua libre apareceen el fondo de los recipientes y crece con eltiempo como es demostrado en la curva.Después de cierto periodo, dependiendo delcaso (entre 3 y 30 minutos) el cambio del nivelde agua es despreciable.

La fracción de agua decantada por gravedades llamada agua libre. Lo mas recomendadoes separar el agua antes que se convierta unproblema y pase hacer una fase emulsionada.

Un buen diseño de un separador permitirá laseparación de los fluidos provenientes delpozo: gas y dos tipos de líquidos: aceite yagua.



Los separadores de tres fases, tienen las mismascuatro zonas de separación que los de dos fases, elfluido entra por los deflectores o distribuidoresproduciendo la separación gas liquido por el cambiobrusco de las velocidades.

Aquí viene un pequeña diferencia con losseparadores de dos fases, que el diseño de losdeflectores contiene un distribuidor que dirige elflujo de liquido debajo de la interfase crudo/agua. Larazón de esto es promover la coalescencia de gotasde agua en el crudo, por el proceso llamado lavadode agua.

La segunda zona que es la zona de decantamientopor acción de la gravedad, aquí ocurre lasseparación de las tres fases, con la diferencia quealgunos aceites contienen emulsiones en la faseoleoica.



La tercera zona es la de coalescencia de gotas deliquido, para la cual se utiliza el eliminador oextractor de neblina.

La cuarta zona es la recolección de liquido, esdonde existe la gran diferencia, el separador debeproporcional suficiente tiempo para que exista laseparación de la fase liquida y que se forme unacapa emulsionada en el tope.

A diferencia de los separadores de dos fases, lostrifásicos contienen dos elementos importantesllamados cesto o balde y los vertederos. Los cualesvamos a discutir mas adelante.




Separador HorizontalSEPARADORES TRIFÁSICOS

La función de los cestos y vertederos (rebosadero) eseliminar la necesidad de colocar controladores deinterfase liquidas. Esto es cuando hay un sobre llenadoo un sobre flujo, los líquidos fluyen sobre los vertederoso rebosaderos, donde el control de nivel es un simpleflotador.

La altura de los rebosadero o vertederos controla el nivelde liquido en los separadores. La diferencia de altura delos rebosaderos o vertederos de del crudo y aguacontrola el paso del crudo por la diferencia dedensidades.

Es bastante critico para la operación del separador quela altura del rebosadero del agua este lo suficientementepor debajo del crudo, de tal manera que la columna decrudo genere suficiente tiempo de retención

Vertederos, Cestos y Tubo ascendente



Bucket and weir design

Fixed Weir Spillover Weir

Bucket & Weir

Bucket and Riser

Vertederos, Cestos y Tubo ascendente



Ventajas: Reduce la velocidad del gas, mejorando la separación gas-liquido. Incrementa la capacidad de manejo de gas, sin incrementar el

diámetro del separador. Recomendado para alta GOR.


Separador Horizontal de Agua Libre (Flujo Dividido)SEPARADORES TRIFÁSICOS

Salidadel Agua

Salidadel Crudo

Salidadel Crudo

Salidadel Agua

Salida del GasSalida del Gas

Tubos delFuego

SalidaAgua Salida

Crudo


Separador Horizontal Térmico - MecánicoSEPARADORES TRIFÁSICOS

Entrada del Fluido

(Multiphase)

Salida de Gas

Salida de Crudo

Salida AguaLibre

Salida deAgua

(Electroestatica)


Separador Horizontal Tratador ElectroestáticoSEPARADORES TRIFÁSICOS

Ventajas: Menor tamaño del equipo. Incrementa la eficiencia y la capacidad de un equipo existente. Reduce significativamente el uso de químicos y anti espumantes. Fácil de instalar en equipos operando.


Separador Horizontal con Tubos VortexSEPARADORES TRIFÁSICOS

Salida delAgua

Salida delCrudo

Spreader

Downcomer

Water Out

Oil

Inlet

Inlet Diverter

Pressure Control Valve

Gas OutMist Extractor

Chimney

Oil Out

Level Control Valves

Water


Separador VerticalSEPARADORES TRIFÁSICOS

Water Out

LC

Oil Out

LC

Water

Oil

Water Out

LC

Oil Out

LC

WATER

OILOIL

Oil Weir

Interface level control Interface level control with oil chamber

Esquema de control de nivel de liquido



Oil Out

LC

Water

Oil

Water out

LC

Water

Adjustable height

Gas equalizing line

Water leg with or without oil chamber

Esquema de control de nivel de liquido



Desgasificador




Separador Vertical Gas – Lodo - Líquido

SEPARADORES TRIFÁSICOS

Consideraciones de diseño y operación de Separadores

Las características de los fluidos tienen un gran impacto en el diseño y operación de losseparadores. Los factores a considerar:

Las velocidades de flujo de gas y liquido (mínimo, máximo y promedio), tanto a nivelespuntuales como durante el ciclo de vida de los yacimientos.

Condiciones de operación, especialmente la presión y temperatura, estos dos parámetrostienen gran influencia en las propiedades físico química de los fluidos (densidad, viscosidady factor de compresibilidad), que definen las condiciones termodinámica y de equilibrio,grado de separación, o la eficiencia.

Presencia de sólidos o impurezas, juegan un papel importante en la selección de losseparadores verticales y horizontales.

Tendencias a cambios bruscos y fuertes (surge and slugging).

Tendencias a formar espuma y corrosividad. En algunos casos se hace necesario utilizarcompuestos químicos para evitar la formación de espumas y proteger contra la corrosión,especialmente cuando se tiene elementos como CO2 y H2S.

PROCESOS DE SEPARACIÓN



Caso Estudio


Ejercicio

Se tienen dos corrientes de fluidos:1. Crudo de 14 API, 29% AyS y 20 MMPCED de gas, contiene

arena.2. Crudo de 29 API, 1% de AyS y 50 MMPCED de gas.

Hay un costo de oportunidad con el aceite, y solo se dispone deun separador vertical. Se puede utilizar para ambos casos?Comentar.



Usados para almacenar el crudoestabilizado previo a su entrega final(refinería, terminal de embarque, etc.)Diseñados para operar a presiónatmosférica. Para prevenir colapso porpresurización tienen instalada unachimenea para venteo de gas.De gran capacidad, comúnmenteentre 40.000 – 200.000 barriles.Mayormente usado del tipo techoflotante

Tanques de Almacenamiento


El almacenamiento constituye un elemento muyimportante en la explotación de losHidrocarburos, ya que

Actúa como pulmón entre la producción y eltransporte para

Absorber las variaciones del consumo.

Permite la adecuación del crudo antes de sudisposición.

Brinda flexibilidad operativa.

Actúa como punto de referencia en lamedición de despacho.


GENERALIDADES

o El crudo recibe el reposo necesario para laseparación del agua a los valores requeridospara su comercialización.

o Se realiza un análisis de %AyS y gravedad APIa las 4 horas de reposo inicial y se pone adrenar el agua separada.

o Los crudos pesados completan su procesode deshidratación en un tiempo promedioentre 16 a 30 hrs.

o Una vez completado el proceso deseparación del agua el crudo se fiscalizapara certificar su calidad y volumen y poderentregar el crudo.

Manejo del Crudo en los Tanques de Almacenamiento

Construcción

Uso

Producto

Vertical

Producción

Patios de Tanques

Refinerías

Terminales de Embarques

Techo FijoTecho Flotante Interno

Techo Flotante Externo

Horizontal Camiones

Crudo

Derivados

LPG


CLASIFICACIÓN DE TANQUES

Tipos de Tanques de Almacenamiento de Crudo

Techo Flotante con DomoTecho Fijo

Techo FlotanteTecho Fijo con Domo

Los tanques pueden identificarse de diferentes

maneras:

es potestad de la empresa asignarle la

numeración que mas se identifique con sus

normas

Ejemplo:

150.000XX, 250.000XX, donde los 6 primeros

dígitos definen la capacidad del tanque y los dos

siguientes el consecutivo de los Tanques

(Identificación).


IDENTIFICACIÓN DE LOS TANQUES

Se define como todo tanque donde el

techo flota sobre el contenido del mismo,

generalmente se utilizan para crudo

liviano, mediano y/o productos refinados

como la gasolina, kerosén y nafta.

Una de su principales funciones es

reducir las perdidas por evaporación.


TANQUE DE TECHO FLOTANTE

Sellos de Techo en Tanques Flotantes


TANQUE DE TECHO FLOTANTE

Escalera acceso al techo flotante

Se define tanque de techo fijo, a todo

tanque cuyo techo esta soldado o unido a

las paredes del mismo y fijado con soportes

y vigas muy pesadas al piso manteniendo su

rigidez.

Estos tanques debido a que el techo esta

estacionario, posee un punto de referencia

que no es mas que la altura del tubo de

Aforo y es determinada desde la placa del

piso (Datum) hasta la parte superior de la

boca de aforo.


TANQUE DE TECHO FIJO

Son tanques auto sostenibles donde su domo esconstruido de aluminio lo cual los hace masliviano que los tanques construido en acero,llevan una cubierta interna flotante, similar a untecho flotante pero mucho mas liviano

Adicionalmente el uso del Domo de Aluminio,produce el efecto de celda de Faraday,absorbiendo cualquier electricidad estáticainducida por las nubes y disipándola a tierra,evitando la descarga por diferencia de potencialentre el tanque y la cubierta, ello gracias a quela conductividad eléctrica del aluminio es 700%superior a la del acero, protegiendo además altecho de las descargas atmosféricas (rayos).


TANQUE DE DOMO GEODESICO

Elementos que Conforman los Tanques de Almacenamiento

Sistema Contra Incendio: La espuma penetra al tanquepor debajo y/o por encima del nivel del liquidoalmacenado, formando una capa sobre la superficie delliquido almacenado

Válvulas de presión y vacío: Esta válvulas son necesariasya que por ellas el tanque “respira” debido alLlenado/Vaciado o a Altas temperaturas del petróleoalmacenado.

Sistema de Medición Local: Es un sistema de mediciónlocalizado en el tanque, lo cual permite tener informaciónsobre la medida del crudo de manera local. Solo se tomacomo medida referencial.


VALVULAS DE PRESION - VACIO


TANQUE COLAPSADO POR MAL DISEÑO DE LA VALVULA

DE PRESION-VACIO


Instrumentación en Tanques de Almacenamiento


AUTOMATIZACION TANQUE DE ALMACENAMIENTO


• Medición dinámica (en línea) - Medición

de Caudal.

• Medición estática volumétrica (en

tanques).

MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS


Medición Dinámica (en línea)- Medición de Flujo –

Medición de Caudal:

Cantidad de fluido que pasa a través de una

sección por unidad de tiempo. No se mide

directamente, se determina por correlación de

otros factores.

Esta basada en el uso de medidores de caudal y la

cantidad o volumen se establece como el

resultado de la integración del caudal durante un

periodo de tiempo determinado.

Unidades: Masa o Volumen.



MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOSMedidores de Caudal: Medidores de presión diferencial

Placa Orificio Tubo Venturi Tubo Pilot Medidores de Impacto

Medidores de Velocidad Medidor de Turbina Medidor electromagnético Medidor Vortex Rotámetro Medidor de Ultrasonidos

Medidores Másicos Medidor másico Térmico Medidor de Coriolis

Medidores Volumétricos Medidor de Despalzamiento Positivo



MEDIDORES BASADOS EN PRESIÓNDIFERENCIAL

Al restringir el paso del fluido se produce unacaída de presión

Relativo muy bajo costo


MEDIDORES BASADOS EN PRESIÓN DIFERENCIAL

Están normadas internacionalmente las placas deorificio, tubos Venturi y toberas con la norma ISA1932 (ISO 5167-1).

Existen otros elementos primarios no normadoscomo: tubos de flujo, Annubar@, Wedge@, V-cone@.

Los elementos primarios normados poseen unaincertidumbre de 0,5% como mínimo teóricoRequieren Reynolds elevado, por lo que no esconveniente su aplicación con fluidos viscosos.



MEDIDORES BASADOS EN DETERMINACIÓN DEVELOCIDAD

El fluido entra en el medidor y hace girar un rotor a unavelocidad que es proporcional a la del fluido, y por lotanto al caudal instantáneo.

La velocidad de giro del rotor se mide por conexiónmecánica (un sensor registra el número de vueltas) opor pulsos electrónicos generados por cada giro.

Son los mas precisos (Precisión 0,15 – 1%)

Son aplicables a líquidos limpios de baja velocidad.

Problemas: Pérdida de carga y partes móviles.




MEDIDORES MÁSICOS TÉRMICOS

Consiste en aportar calor en un punto dela corriente y medir la diferencia deTemperatura aguas arribas y aguas abajo.

Si la velocidad del fluido fuese nula nohabría diferencia de temperatura, pero alexistir velocidad la temperatura esproporcional a flujo másico existente.

Lo más común es el diseño en by-pass.

Precisión: 1%.



MEDIDOR DE CORIOLIS

Son medidores de caudal másico.

El efecto coriolis se manifiesta en eldoblez en su propio plano de espiras quevibran perpendicularmente a dicho plano.

Como medición secundaria, tambiéngeneran el valor de la densidad del fluido.

Son de alta precisión : Flow accuracy:+/-

0.05% of flow rate.

Capacidad para manejar flujo bifásicotransitorio

.



MEDIDORES VOLUMÉTRICOS

El flujo se divide en segmentos de volumen conocido, contando el númerode segmentos en un intervalo de tiempo.

Se usa en aplicaciones de fluidos de alta velocidad y fluidos de menos de 5uS/cm.

No se recomienda con fluidos sucios al existir partes móviles.

Precisión: 0,2 – 0,5%


Medición Estática volumétrica en recipientes o Medición de

Nivel:

El volumen de líquido, el cual se adapta al volumen del

recipiente que lo contiene hasta el nivel o altura que ocupa,

se establece mediante una integración espacial de acuerdo

con la geometría del recipiente.

Se basa en medidores de nivel de líquido y de temperatura.

Los medidores de nivel mas comúnmente usados son:

Cintas, Radares, Medidores de presión diferencial,

Ultrasonido, Flotadores, Desplazadores, Servomecanismos.




MEDIDOR DE CINTA

Basado en la medición directa de longitudessobre las marcas húmedas en una cinta metálicaluego de ser sumergida en el hidrocarburo.

La longitud medida puede ser la existente laaltura del líquido entre el fondo y la superficie dellíquido, o el espacio vacío entre la superficie dellíquido y una referencia en el techo.

El procedimiento de medición consiste en colgarla cinta manualmente desde el techo y deslizarlahacia abajo hasta sentir que se alcanza ellíquido, si se mide el espacio vacío, o hasta elfondo, si se mide la altura de líquido.


Medición con Cinta en Tanques

Medición Directa o de Llenado: Consiste en bajar unacinta graduada de medición con la plomada al interior deltanque, hasta que la punta de la plomada haga contactocon el fondo del tanque o la placa de nivel “0” fijada en elfondo.El nivel del líquido en el tanque se determina por lalongitud de la cinta “mojada” cuya lectura se aprecia demanera directa.

Medición Indirecta o de Vacío: Este método consiste en bajaruna cinta de medición con su plomada al interior del tanque,hasta que una parte de la cinta quede sumergida en el seno delliquido.El nivel del liquido se determina indirectamente, se calcula elvolumen de Vacio y se resta del volumen máximo del tanque.


Medición con Radar en Tanques

La onda se refleja desde la superficie del

producto y es recibido por el receptor en la

parte superior del tanque.

La onda viaja a lo largo del conductor por

encima de el producto a la velocidad de la

luz y el tiempo de retorno de la onda del

pulso es directamente proporcional a la

distancia entre la parte superior del tanque

y el superficie del producto (nivel).


transoemref tvhh *

Ecuación que rige su dimensionamiento

Medición con Radar:

Se basa en la medición del tiempo que tarda la reflexión de un haz

electromagnético emitido desde el techo del tanque.

Existen varias técnicas, siendo una de las mas destacadas la utilización

de ondas moduladas.

El resultado de la medición es el espacio vacío, por lo que se requiere

establecer una referencia en techo.

El sistema es altamente lineal. La velocidad de propagación de la onda

en el espacio está influenciada por la existencia de vapores




Medición con Radar:


Ventajas de la Medición con Radar

Ventajas !Aspectos que se deben conocer!

Alta Precisión +/‐ 0,5 mm (0,02 pulgs) Se debe tener en cuenta el diseño del Tanque

Instalación en la parte superior La espuma puede ser un problema

No Contacto con el Medio Distancia de Bloqueo

La precisión es independiente de los cambios de constante dieléctrica,

densidad y conductividad.Superficies Turbulentas

No necesita una recalibración, cuando se han cambiado las propiedades del

fluido de medición.

Mínima constante dieléctrica en el medio



Caso EstudioTanques de Almacenamiento


PARA UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO EN PARTICULAR, SE TIENE:

A

B

C

D

E

F

TIEMPO

MBLS/DI

A

A: TIEMPO DE LLENADO

B: TIEMPO DE REPOSO

C: TIEMPO DE DRENAJE

D: AFORO

E: BOMBEO

F: HOLGURA

LEYENDA:

CA

PAC

IDA

D O

PER

ATI

VAAlmacenamiento del Crudo

CICLOS DE OPERACIÓN DE TANQUE DE ALMACENAMIENTO

Tiempo de reposo = Tb

Tiempo de drenaje = T c

Tiempo de aforo final = Td

Tiempo de holgura = Tf

Tiempo de llenado =Volumen operativo del tanque

Producción= T a

Tiempo de bombeo =(Volumen operativo del tanque * (1 - X ) Agua

Tasa de bombeoT e=

Nota: En caso de tanques existentes en un sistema determinado, se toma para efecto del calculo el tanque de mayor capacidad.

CALCULO DE LA CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO REQUERIDA


C A C BSi La capacidad disponible es insuficiente

Tiempo Total ciclo = TGTa Tb T c T d Tf+ + + + =e +T

TG = T Llenado TQ1 + T Llenado TQ2 + T Llenado TQ2 + …+ T Llenado TQN

TG =Cap. TQ1

Prod. BrutaCap. TQ2

Prod. BrutaCap. TQ3

Prod. BrutaCap. TQN

Prod. Bruta+ + ++ …..

A su vez:

Se tiene:

TG (Días) = Capacidad Total Requerida (Bls)Producción bruta (Bls/Dia)

Cap. Total Requerida (Bls)Prod. bruta (Bls/Dia)

X 1 Día

24 Hrs= T G (Hrs)

= Prod. Bruta (Bls/Día)24 Hrs

T*Capacidad requerida (Bls) = CAG (Hrs)

CALCULO DE LA CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO REQUERIDA

Capacidad Disponiblei

= C B(Volumen TQs) =


Se tiene que para finales de año la producción de la segregación “X” será de71,2 MBBD. Determinar la capacidad de almacenamiento requerida para el manejode dicha producción, Sea el tiempo de reposo de esta segregación de cuatro horas,El tiempo de aforo de dos horas y el tiempo de drenaje de doce horas y el tiempo deholgura de cuatro horas. Corte de agua 30%, Tasa de bombeo de 15 MBH.

• Producción: 71,25 MBls

• Corte de agua: 30 %

• Capacidad de almacenamiento operativa

• Disponible: Dos tanques de 60 MBls y uno de 40 MBls

• Tasa de bombeo hacia Terminales de embarque: 15.000 Bls/Hr

Datos:

EJERCICIO SOBRE CALCULO DE LA CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO


Tiempo de llenado = 71250 Bls/Días

Tiempo bombeo =(60000 Bls)*(1 – 0,30)

15.000 Bls/Hora 2,8 Hrs=

Tiempo de reposo = 4 HrsTiempo de drenaje = 12 HrsTiempo de aforo = 2 Hrs

Tiempo Holgura = 4 Hrs

=(60000 Bls)

20,2 Hrs

Siendo la capacidad de almacenamiento Instalada (Operativa): 160 MBLS

=45,0 Hrs24 Hrs

71,3 MMBB*Capacidad requerida = 134,0 MMB

T. Total = C. Requerida Total * 24 Producción Bruta

Tiempo Total = 45,0 Hrs



CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO ACTUAL VS REQUERIDA (SEGREGACION "X" AÑOS 2006 - 2014)

130,0

140,0

150,0

160,0

170,0

180,0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

A ÑO

CAP REQ.CAP INST.

REQUERIMIENTO EN FUNCION DEL INCREMENTO DE LA PRODUCCION






T1T2

Tratamiento del Crudo es un proceso mediante el

cual se logra separar el agua asociada al crudo ya

sea libre o emulsionada hasta logra reducir su

contenido a valores comercialmente optimo para

su venta.

Parte del agua que viene asociada con el crudo

desde el pozo denominada agua libre se separada

por medio mecánicos o con reposo en los tanques

de almacenamiento.

Otra parte del agua esta íntimamente ligada con el

crudo en forma de una emulsión de gotas de agua

dispersas en el crudo, la cual se denomina

emulsión agua en aceite (W/O).


TEORIAS DE LAS EMULSIONES

El Agua asociada con la producción decrudo se puede hallar presente dediferentes maneras, según su grado demezcla:

Esta agua se incorpora al crudo a causade la agitación a la que está sometidodurante el proceso para sacarlo delsubsuelo. La mezcla es muy inestable yse mantendrá mientras existaturbulencia.

Dado que las fases no están en íntimocontacto, su separación requieresolamente un poco de reposo, por loque los tiempos de decantación (osedimentación) son relativamentecortos.

Agua libre



Agua emulsionada

A diferencia del agua libre, es la

que permanece mezclada con el

crudo sin separarse cuando se

deja reposo.

Para su separación hay que

utilizar diversos métodos de

deshidratación.



EMULSIONES



Una Emulsión es una mezcla de

dos líquidos inmiscibles, es decir,

líquidos que no se mezclan en

condiciones normales, y cuando

lo hacen, uno de ellos se

dispersa en el otro en forma de

pequeñas gotas y es estabilizado

por un agente emulsionante



Fase dispersa

Fasecontinua

Película envolvente(Agente emulsionante)

PARTES DE UNA EMULSION



Condiciones que favorecen la Formación de Emulsiones

Contacto de dos líquidos inmiscibles.

Efecto de turbulencia o agitación.

Existencia de agentes emulsionantes.



Bombas de subsuelo

Gas

Fuga

Porosidad de las Rocas

Bombas detransferencia

Tuberías, Codos,Tee, accesorios

Válvulas

Donde se producen las emulsiones W/O ?

Tuberías, codos,Tee, accesorios

Causas Mecánicas



Bomba Duplex o de Doble Acción

Formación de la Emulsión (Causas Mecánicas)

% A

gua

emul

sion

ada

en p

etró

leo

RELACIÓN PORCENTAJE DE AGUA EMULSIONADAVS TIPO DE CRUDO

Gravedad API



AGENTES EMULSIONANTES:

Sustancias anfifílicas con una cierta afinidad con lafase dispersa y el medio dispersante y que sonsolubles en por lo menos una de las fases.

partículas sólidas finamente divididas insolubles enla fase dispersa y el medio dispersante, pero conuna cierta afinidad por éstas.

CARACTERISTICAS:

Reducen la tensión superficial de la gota de aguas,tendiendo a formar gotas de agua mas pequeñas(fenómeno contrario a la coalescencia.

Forma una capa viscosa alrededor de la gota deagua, impidiendo la coalescencia.

TENSIÓN SUPERFICIAL



Pueden ser moléculas polares

que se alinean entre si sobre la

gota de agua generando cargas

eléctricas. Generando que las

gotas se repelan impidiendo la

coalescencia.

DISMINUCIÓN DE LA TENSIÓN SUPERFICIAL



AGENTES EMULSIONANTES SEGÚN SU SOLUBILIDAD:



Catiónicos: anfífilo cargado positivamente

Aniónico: anfífilo cargado negativamente

No Iónico: anfífilo neutro


AGENTES EMULSIONANTES SEGÚN SU CARGA:


SURFACTANTES HIDRIFILICOS (DESHIDRATACION)

GOTA DEAGUA

GOTA DEAGUA

FASE DE CRUDO

GOTA DEcRUDO GOTA DE

CRUDO

FASE DE AGUA

SURFACTANTES LIPOFILICOS (CLARIFICACION)

Hidrofílicos: Su extremo

dominante posee afinidades

hacia el agua.

Lipofílicos: Son aquellos que

poseen una afinidad dominante

hacia el aceite.


AGENTES EMULSIONANTES SEGÚN SU SOLUBILIDAD EN AGUA O ACEITE:


Tipos de Emulsión

Gotas de Petróleo con Crudo

Crudo

Gotas deAgua

AguaCrudo

Gotas dePetróleo

Agua

Gotas de Agua con Crudo

Agua en Petróleo Petróleo en Agua

Petróleo en Agua-Petróleo Agua en Petróleo-Agua



EMULSIÓN DEL TIPO ACEITE EN AGUA

EMULSIÓN DEL TIPO AGUA EN ACEITE



EMULSIÓN MÚLTIPLE AGUA EN ACEITE EN (W/O/W)

Agua

Agua

Aceite

Aceite

Agua

Aceite

EMULSIÓN MÚLTIPLE ACEITE EN AGUA EN ACEITE (O/W/O)



EMULSIÓN MÚLTIPLE



TIPICA EMULSION DE AGUA EN CRUDO VISTA AL MICROSCOPIO



FACTORES QUE INFLUYEN EN LA ESTABILIDAD DE LAS EMULSIONES

Tipo de crudo

Viscosidad

Temperatura

Contenido de agua

Agente emulsionante

Edad de la emulsión

Tamaño de las Gotas

Exposición al aire

PH.



FACTORES QUE INFLUYEN EN LA ESTABILIDAD DE LAS EMULSIONES

Tipo de crudo: Los crudos de base

naftenica (asfaltenos) producen emulsiones

mucho mas estables que los crudos

parafinicos, ya que los asfaltenos actúan

como excelentes agentes emulsionantes.

Viscosidad: en un petróleo de alta

viscosidad, la velocidad de choque entre las

gotas de agua es menor que en uno liviano,

por lo que la floculación y la coalescencia

será menor, de igual forma la velocidad de

caída.



Contenido de agua: En un crudo con un

bajo contenido de agua, la probabilidad de

choques entre las gotas será menor, por

tanto la floculación/coalescencia también y

por ende la caída del agua.

Agente emulsionante: La presencia de

surfactantes naturales en el petróleo

disminuyen la tensión superficial de la

gota, tensión superficial necesaria para

contribuir a la coalescencia de las gotas.

CHO

PM 45 0

C 31H 44O 2

CHO

PM 45 0

C 31H 44O 2

Mólecula de Resina

Mólecula de Asfalteno

N S O

CN

S

OOH

o


FACTORES QUE INFLUYEN EN LA ESTABILIDAD DE LAS EMULSIONESTEORIAS DE LAS EMULSIONES

Edad de la emulsión: Un incremento en el

tiempo de reposo de un crudo, genera la

caída de una gran cantidad de agua, pero en

las gotas remanentes, la emulsión tendera a

ser fuerte, debido a que los surfactantes

naturales del petróleo migraran hacia la

interface formando una emulsión muy estable.

Tamaño de las gotas: A mayor tamaño de

gotas de agua, la velocidad de sedimentación

será mayor, por lo que el tiempo de reposo

requerido será menor.



Exposición al aire: Las emulsiones se

hacen mas estables, debido a que el

oxigeno reacciona con los componentes en

el crudo para formar agentes

emulsionantes.

PH: En los casos de PH ácidos

(acidificaciones), la tensión interfacial de la

mezcla crudo-agua, el arrastre de parafinas,

hacen que estos surfactantes naturales

migren hacia la gota de agua estabilizando

aun mas la emulsión.



Los métodos de deshidratación

combinan efectos cuyo propósito

es eliminar los agentes

emulsionantes naturales o

modificar suficientemente sus

propiedades, con los que

promueven el acercamiento de

las gotas para facilitar su

coalescencia.


TIPOS DE DESHIDRATACIÓN

Deshidratación Química

Deshidratación Mecánica

Adición de calor

Reposo

Lavado

Agitación

Deshidratación Eléctrica

Deshidratación Mixta



Con la adición de productos químicos

se trata de invertir la emulsión; es

decir, una emulsión de agua-petróleo

y convertir en una emulsión de

petróleo-agua. Durante este proceso

se alcanzaría la condición intermedia

de separación completa de las dos

fases.

Deshidratación Química EMULSION ESTABILIZADA

FENOMENOFLOCULACION / COAGULACION



INYECCION DE QUÍMICA DESHIDRATANTE


Deshidratación Química


Procesos asociados con los desmulsifantes: Fuerte atracción sobre interfase de

crudo/agua: La porción soluble deldesmulsificante es atraída a la gota de agua en laemulsión, distribuyéndose entre las mismas paralograr su objetivo.

Floculación: Cuando el químico alcanza lainterfase permite la atracción de otras gotas y seinicia la aglomeración.

Coalescencia: Se rompe la interfase y se liberaparte del agua hasta que se llegue a una gota tangrande que se convierte en agua libre.

Humectabilidad o Mojabilidad: Cuando seforma una interfase sólida difícil de romper y esnecesario el uso de agentes humectantes paraprovocar la floculación.

Floculación Coalescencia

Coalescencia

Sedimentación

Agua

Crudo

Deshidratación Química: Desmulsificantes


Básicamente se deben tomar en cuenta entre otros aspectos,

los siguientes:

Sistema de proceso involucrado

Pruebas de Botella o muestras

Pruebas de Campo

Deshidratación Química: Como Seleccionar un Desmulsificante


La aplicación exclusiva de los método

mecánicos para romper las

emulsiones cada día aumenta el uso

de dispositivos basados en

deshidratar el crudo con los

demulsificantes químicos

Adición de calor

Reposo

Lavado

Agitación


Deshidratación Mecánica


Produce una disminución exponencial de laviscosidad del crudo, y aumenta la diferenciade densidades entre las dos fases.

Presenta la desventaja, que debido alcalentamiento, genera pérdidas de loshidrocarburos más livianos y volátiles delpetróleo, gastos en el consumo de gascombustible y el riesgo de ocurrirprecipitación de ciertas sales del crudo,como los sulfatos de sodio y calcio cuyasolubilidad decrece con la temperatura.


Deshidratación Mecánica: Adición de Calor


Reposo

Su aplicación es generalmente necesaria,

pero sólo en los casos de emulsiones

inestables, en las cuales permite la

separación del agua y del petróleo en un

tiempo adecuado para las operaciones.

Lavado

Consiste en hacer pasar la emulsión a

través de un colchón de agua, generalmente

caliente, para provocar la “disolución” de las

gotas de agua suspendidas.


Deshidratación Mecánica:TIPOS DE DESHIDRATACIÓN

Tanques de Lavado (Gun Barrel)

Recipientes sometidos a una presión cercana ala atmosférica que reciben un fluido multifásico yutilizados para completar el proceso dedeshidratación de crudo dinámicamente, enforma continua.

El agua contenida en el crudo se separar en eltanque de lavado mediante gravedad, ayudadapreviamente por el uso de calor y/o químicademulsificante.

Uno de los parámetros más importantes en elanálisis de un tanque de lavado, es el tiempo deretención. Estos tiempos varían entre 4 y 24 hrspara obtener un crudo alrededor del 1% AyS.



Agitación

Aunque parezca contradictorio

con lo expuesto en la prevención

de las emulsiones, este método

también se utiliza para

romperlas.



Se utiliza en combinación con los MétodosQuímico y Mecánicos en la deshidrataciónde crudos.

Por medio de un campo eléctrico,relativamente fuerte, que induce unaorientación polarizada de cargas sobre lasmoléculas en las superficies de las gotas deagua

Los cambios de polaridad del campoeléctrico aplicado ocasionan una altafrecuencia de choques entre las gotas deagua.

Se acelera la coalescencia y se reducesignificativamente el tiempo de reposorequerido por el crudo tratado.

Deshidratadores de alta velocidad

0

Electrodos

SALIDA DE PETROLEO CUDO

TUBO DISTRIBUIDORDE LA PRODUCCION

SALIDA DE ASUA

PLACA DEFLECTORA


Deshidratación Eléctrica:TIPOS DE DESHIDRATACIÓN

Separadores Electrostáticos

La emulsión Crudo-Agua entra por la parte

inferior del equipo donde ocurre la

separación de las gotas de agua por

medio de la acción de un campo eléctrico

intenso, generado por la aplicación de un

alto voltaje entre dos electrodos.

El crudo deshidratado sale por medio de

un distribuidor por la parte superior del

equipo hacia los tanques de

almacenamiento.

Deshidratación Eléctrica:TIPOS DE DESHIDRATACIÓN


Basándonos en los requerimientos

esenciales de un proceso de

deshidratación, todos los sistemas

existentes y los que se van a diseñar en

un futuro siempre estarán conformados

por una combinación de dos (2) o más

de los métodos descritos.


Deshidratación Mixta:TIPOS DE DESHIDRATACIÓN

Tratamiento de Crudo Termoquímico con Tanque de Lavado y Reposo

Sistema de Clarificación

Pozo Productor

Desarenador

Crudo

Crudo

Crudo

Agua

Agua

Agua

Gas

Arena

Crudo Caliente

Horno

Removedor de Agua Libre

Tanque de Lavado

Tanque de Almacenamiento

Transporte de CrudoT1

T2

Inyección de Desmulsificante

(Opcional)


Agua

Calentamiento Directo


Tratamiento de Crudo Termoquímico con Tanque de Lavado y Reposo

Calentamiento Indirecto

Sistema de Clarificación

Pozo Productor

Desarenador

Crudo

Crudo

Crudo

Agua

Agua

Agua

Gas

Arena

Crudo Caliente

Horno

Removedor de Agua Libre

Tanque de Lavado

Tanque de Almacenamiento

Transporte de Crudo

T1T2


Agua

Agua Recirculada

T3

Agua Caliente

Inyección de Antiincrustante


Se pueden resumir en: Destruir o neutralizar la acción del agente

emulsionante o de las fuerzas interfaciales

existentes. Esto se conoce como rompimiento de

la emulsión.

Promover (fomentar) la coalescencia (unión) de

pequeñas gotas de agua o crudo y formar gotas

más grandes.

Acelerar el proceso de separación del crudo y el

agua por reducción de la viscosidad de la fase

continua.


REQUERIMIENTOS DE DESHIDRATACIÓN

El tratamiento por calentamientoconsiste en el calentamiento del crudomediante equipos de intercambio decalor, tales como Hornos, Calentadores,Intercambiadores de calor y TratadoresTérmicos.

Este calentamiento del crudo favorece elaumento de la velocidad desedimentación en el crudo y por endesepara la mayor cantidad de aguaposible emulsionada en el mismo.

El calentamiento puede realizarse dedos formas Directo o Indirecto.


TRATAMIENTO TÉRMICO

El calentador Directo se usa paratratar emulsiones no corrosivas y depresiones relativamente baja. Laemulsión esta en contacto directo conel elemento calentador (fogón), dandocomo resultado que la transferenciade calor sea muy rápida y con relativaeficiencia.

La característica principal de este tipoes su alta capacidad decalentamiento. Se conecta en seriecon un tanque de lavado y susfunciones son:

Calentar la emulsión. Eliminar la mayor parte del gas. Separar cantidades apreciable de

agua libre.


CALENTADOR DIRECTO

TUBOS EN ZONA DE CONVECCION

CALENTADOR DIRECTO

El calentador Indirecto tiene tres partes

principales;

Cuerpo del calentador

La cámara de combustión (fogón)

El conjunto de tubos de flujo

La cámara de combustión y el conjunto

de tubos, se construyen integralmente

con el cuerpo. El calor de la cámara de

combustión se transfiere indirectamente a

la emulsión que esta calentándose en el

conjunto de tubos de flujo por medio de

un baño de agua que se forma en el

cuerpo del calentador.


CALENTADOR INDIRECTO

Hogar: donde se produce la combustión y segenera la transferencia por radiación.

Zona de Convección: donde se precalientael fluido que pasa por los tubos para aumentarla eficiencia del calentador.

Zona de Radiación: área donde el calor estransferido a los tubos del hornoprincipalmente por la radiación que emite lallama .

Tubos de calentamiento: donde circula elfluido que se desea calentar.

Chimenea: por donde salen los gases decombustión del hogar del calentador.


PARTES PRINCIPALES DE UN CALENTADOR

Quemadores: situados en el interior delcalentador, producen y mantienen la cantidadde calor necesaria.

Regulador de Tiro o Damper: Absorbe airede afuera hacia adentro a través de losregistros de cada quemador, regulando elflujo de gases de escape y controlando el tirodel calentador.

Ventana de Seguridad: Es una abertura quese encuentra lateralmente en los calentadoresque se abre o se rompe cuando hay una altapresión sobre os mismos.

Piloto: Boquilla colocada al lado de cadaquemador , cuya finalidad es mantener unallama permanente capaz de dar ignición alquemador


PARTES PRINCIPALES DE UN CALENTADOR

Gráfica de variación de la

viscosidad cinemática con la temperatura para diferentes API del crudo

14° API150

1600


EFECTOS DEL CALENTAMIENTO SOBRE LA VISCOSIDAD

Línea de Recibo de Producción

Inyección Producto Químico

Deshidratante

Crudo en Especificación

Inyección AguaCaliente para

Colchón

Almacenamiento ycumplimiento

de reposo Tanque de

Lavado

Drenaje de Agua

Hacia Planta deTratamiento

Reposición Agua para Sistema de Lavado.

T1 T2T2

Tar

TehTsh

M CrudoDeshidratado

TIPOS DE CALENTAMIENTO

CALENTAMIENTO INDIRECTO


Inyección química

deshidratante

T3T2

Crudo en especificación

Aguadrenada

Línea de Recibo de Producción

Calentamiento Directo

CALENTAMIENTO DIRECTO

TIPOS DE CALENTAMIENTO


Reduce la viscosidad de la fase continua. Incrementa el movimiento y la colisión de las

gotas de agua para su coalescencia. Incrementa la diferencia de densidad entre la

salmuera y el crudo. Promueve una mejor distribución del

desemulsificante. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan

estabilidad a las emulsiones. Debilita la película de emulsionante que rodea

a las gotas de agua.


VENTAJAS DEL USO DE CALENTADORES

Provoca la migración de los compuestosmás volátiles del crudo hacia la fase gas.Esta pérdida de livianos ocasiona unadisminución de volumen del crudocalentado y una disminución en sugravedad API.

Incrementa los costos de combustible. Incrementa los riesgos en las instalaciones. Requieren mayor instrumentación y control. Causa depósitos de coque.


DESVENTAJAS DEL USO DE CALENTADORES


Sistemas de Instrumentación y Control


Medición: proceso de obtener experimentalmenteuno o más valores de la magnitud querazonablemente pueden atribuirse a una cantidad.La medición implica la comparación de lascantidades e incluye el recuento de las entidades.

Instrumentación: conjunto de dispositivosutilizados para establecer o influir en el estado o lamagnitud de una cantidad. La instrumentacióncubre los aspectos tecnológicos del proceso demedición.

Control: proceso de mantener las condicionesespecificadas en un proceso o sistema. Lamedición se requiere para controlar, y lainstrumentación se utiliza en las mediciones.


MEDICIÓN, INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL

La instrumentación se puede clasificar de acuerdo con lafunción específica de cada dispositivo:

Instrumentos de medición: Dispositivos que incluyesensores y medición continua. Podrían ser analógica odigital y electrónica, mecánico o neumático.

Detectores: equipos que detectan estado o condición,normalmente proporcionan dos estados con señal desalida binaria.

Válvulas de control: elemento de control final utilizadopara modificar el flujo del fluido de acuerdo con unaseñal de control. Hay diferentes diseños y accesorios

Controladores: Estos dispositivos proporcionan unaseñal de salida como una función de las variablesmedidas y un algoritmo de control especifico.


CLASIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN

Sensores

Transductores

Transmisores

Terminología: Sensores, Transductores y Transmisores.



Sensores: Elementos de un sistema demedición que se ve directamente afectado porun fenómeno, cuerpo o sustancia portadora deuna cantidad a medir.

Transductores: Elemento o dispositivos querecibe información en forma de una cantidad yla convierte en la misma forma u otra cantidad.

Transmisores: Dispositivos que responde auna magnitud de medida por medio de unelemento de detección, y la convierte en unaseñal de transmisión normalizado, que es unafunción sólo de la variable medida.


Terminología: Sensores, Transductores y Transmisores.


Transmisores Medidores Registradores


Instrumentos de Medición


Switches de Presión


Detectores


Switches de Flujo

Switches de Nivel

Termostatos

Reguladoras De Control Accesorios


Válvulas de Control


Hay diferentes diseños de válvula de controlorientados a condiciones específicas oservicios generales. Los diseños máscomunes se mencionan en la siguiente lista:

Globo

Disco convencional

Disco excéntrico

Doble puerto

Bola

Ángulo

Válvula de 3 vías.


Válvulas de Control: Tipos


Globo, Puerto Simple

Globo, AnguloGlobo, Puerto Doble




Fuente: Fisher Control Valve Handbook

Disco EccentricoDisco Convencional

Disco Contorneado

Fuente: Fisher Control Valve Handbook




Hay diferentes accesorios diseñados para

garantizar la correcta ejecución de la

función esperada por válvulas de control.

Los accesorios más comunes son:

Actuadores

Posicionadores

Convertidores

Reguladores

Elementos de reducción de ruido


Válvulas de Control: Accesorios


Válvula de Control con actuador y posicionador neumático.

Actuador Eléctrico

PosicionadorNeumático


Válvulas de Control: Accesorios


Calibración: Operación que, en determinadascondiciones, en una primera etapa, se establece unarelación entre los valores de la magnitud de lasincertidumbres de medición proporcionados por lasnormas de medición y las indicaciones correspondientes alas incertidumbres de medición asociadas y, en unasegunda etapa, utiliza esta información para estableceruna relación de la obtención de un resultado de lamedición de una indicación.

Ajuste: conjunto de operaciones llevadas a cabo en unsistema de medición para que proporcione indicacionesprescritas correspondientes a valores dados de unacantidad a medir.

Ajuste de un sistema de medición no debe confundirsecon la calibración, que es un requisito previo para elajuste.

Fuente: JCGM “International Vocabulary of Metrology”


INSTRUMENTACIÓN

Dedicados PLC Sistemas de Control


CONTROL

Controladores

La palabra SCADA significa “Supervisory Control And Data Adquisition” , omejor conocido como Sistema de Control y Adquisición de Datos. El sistemapermite obtener y procesar información de procesos industriales dispersos yactuar en forma remota sobre los mismos. Esto significa que puede supervisarsimultáneamente procesos e Instalaciones remotas, tales como oleoductos,campos petroleros, sistemas eléctricos, entre otros.


SCADA

Supervisión de puntos de entregas y transferencia de

custodia, supervisión y control de redes de

distribución y recolección de gas, control de flujo o

presión, prueba de pozos, control y supervisión de

operaciones en plantas, estaciones de flujo y

monitoreo de yacimientos.

De acuerdo con la filosofía de operación que se

diseñe, los SCADA tienen aplicaciones específicas

que se traducen en funciones particulares que

ejecutan las unidades terminales remotas (RTU),

ayudadas por la instrumentación del campo en cada

proceso o instalación.


APLICACIONES DEL SCADA SEGUN TIPO DE INSTALACION

ELEMENTOS BASICOS DEL SCADA

Unidad Terminal Remota

Unidad Interfaz de Campo

Unidad Terminal Maestra

Interfaz Hombre Máquina

Comunicaciones

Centro de Control

APLICACIONES DEL SCADA SEGUN TIPO DE INSTALACION

Control de Flujo en Levantamiento Artificial por Gas

Control de Presión y Distribución de Gas

Control y Supervisión de Estaciones de Flujo

Red EthernetPLC/RTU


SCADA

SPSCADA

FT FT TT

LT

LSL

LSH

AT

PT

PLC/RTU

SCADA

FT TT PT

PT PT

FT

TT TT

PT

PLC/RTU

Ad-Hoc Trend

01/05/2000 12:55:15 PM 01/05/2000 06:55:15 PM6,00 Hour(s)

PSI

MPCD

100,

200,

300,

400,

500,

600,

700,

0,

800, 403,

0,PSI

MPCD

Ad-Hoc Trend

01/05/2000 01:02:22 PM 01/05/2000 07:02:22 PM6,00 Hour(s)

MPCD

PSI

1100,

1200,

1300,

1400,

1500,

1600,

1000,

1700, 1408,

1183,MPCD

PSI

Ad-Hoc Trend

30/04/2000 11:10:15 PM 01/05/2000 04:10:15 PM17,00 Hour(s)

"H2O

5,

10,

15,

20,

25,

30,

0,

35, 21.352"H2O

SCADA

CAPTURA DE DATOS Y CONTROL


PLT

PHT

TT

PLC / RTUM

PT

FT

AMBIENTEDE OFICINA

SCADA

SERVIDOR DE DATOS

SISTEMA INFORMACION

DE POZOS

FT FT TT

LT

LSL

LSH

AT

PT

TS

Cabezal

Múltiple

Estación de Proceso

PLC / RTU

PLC / RTU

SISTEMA DE CONTROL


Variables de Control de ProcesoTASA DE PRODUCCIÓNPRODUCCIÓN

0

10000

20000

30000

40000

50000

6000019

68

1969

1971

1973

1974

1976

1978

1980

1982

1983

1985

1987

1989

1990

1992

1994

1996

BPD

BPD

TASA DE PRODUCCIÓNPRODUCCIÓN

0

10000

20000

30000

40000

50000

6000019

68

1969

1971

1973

1974

1976

1978

1980

1982

1983

1985

1987

1989

1990

1992

1994

1996

BPD

BPD

CORTE DE AGUA

0

5

10

15

20

25

30

1968

1969

1971

1973

1974

1976

1977

1979

1981

1983

1984

1986

1988

1989

1991

1993

1994

1996

AYS

(%)

AYS

(%)

CORTE DE AGUA

0

5

10

15

20

25

30

1968

1969

1971

1973

1974

1976

1977

1979

1981

1983

1984

1986

1988

1989

1991

1993

1994

1996

AYS

(%)

AYS

(%)

0200600100014001800220026003000340038004200460050005400

Dic

-67

Dic

-69

Dic

-71

Dic

-73

Dic

-77

Dic

-79

Dic

-81

Dic

-83

Dic

-85

Dic

-87

Dic

-89

Dic

-91

Dic

-93

Dic

-95

PRES

IÓN

(LP

CA

)PR

ESIÓ

N (

LPC

A)

POZOS PRODUCTORESPOZOS INYECTORES

Dic

-75

PRESIÓNPRESIÓN

020060010001400180022002600300034003800420046005000

200600100014001800220026003000340038004200460050005400

Dic

-67

Dic

-69

Dic

-71

Dic

-73

Dic

-77

Dic

-79

Dic

-81

Dic

-83

Dic

-85

Dic

-87

Dic

-89

Dic

-91

Dic

-93

Dic

-95

PRES

IÓN

(LP

CA

)PR

ESIÓ

N (

LPC

A)

POZOS PRODUCTORESPOZOS INYECTORES

Dic

-75

PRESIÓNPRESIÓNRELACIÓN GAS PETRÓLEORELACIÓN GAS PETRÓLEO

0

0,5

1

1,5

2

2,5

1968

1969

1971

1973

1974

1976

1977

1979

1981

1983

1984

1986

1988

1989

1991

1993

1994

1996

RG

P(M

PCN

/BN

)R

GP(

MPC

N/B

N)

RELACIÓN GAS PETRÓLEORELACIÓN GAS PETRÓLEO

0

0,5

1

1,5

2

2,5

1968

1969

1971

1973

1974

1976

1977

1979

1981

1983

1984

1986

1988

1989

1991

1993

1994

1996

RG

P(M

PCN

/BN

)R

GP(

MPC

N/B

N)


VARIABLES DE CONTROL DE PROCESOS

APLICACIONES DEL SCADA SEGÚN TIPO DE INSTALACION


Control de Flujo o PresiónAPLICACIONES DEL SCADA SEGÚN TIPO DE INSTALACION


Prueba de PozosAPLICACIONES DEL SCADA SEGÚN TIPO DE INSTALACION


APLICACIONES DEL SCADA SEGÚN TIPO DE INSTALACION



SISTEMAS DE SUPERVISIÓN Y CONTROL

Filtro

DEP

UR

ADO

R

GAS

IN

STR

UM

ENTO

SUPERVISION Y CONTROL DE FLUJOEN POZO

SUMINISTRODE GAS

LINEA DEFLUJO

MONITOR MAESTRO

SEÑAL 4-20 mAPD y PE

SEÑAL 4-20 mAPRESION DE INYECCION

SEÑAL 4-20 mAPRESION DE LINEA

SEÑAL 4-20 mAPRESION TUBERIA

SEÑAL 4-20 mACONTROL DE POSICION




APLICACIONES DEL SCADA SEGÚN TIPO DE INSTALACIONDosificación Antiespumantey Deshidratante

•Control de Inyección•Medición de flujo•Ajuste automático•Presión de Inyección•Monitoreo del nivel•Estimación de Volumen almacenado•Estimación días de existencia

Control de Bombeo•Secuencia de Arranque de Bombas•Paro/Arranque Automático•Sistema de Alarma por Alto/Bajo Nivel•Arranque por Alto Nivel•Paro por Bajo Nivel•Señal Analógica de Presión de bombeo•Falla de AC•Bombas activas/Inactivas•Horas de Operación x bombas

Funcionamiento de Tanques

•Nivel de crudo en los tanques•Alarmas por alto/bajo nivel•Suiches automáticos de bombas•Sistema Contra incendios•Operación sistema de Limpieza

Operación en el Múltiple•Direccionamiento de Pozos a Prueba•Control de Posición de Actuadores•Señal analógica de Presión

SEPARADORES DE PRUEBA•Control de Descargas de Líquido•Contabilización de Barriles producidos•Medición del Gas Total de la Prueba•Medición de Corte de Agua (Phasedynamic)•Monitoreo de Nivel•Presión de Separación•Señal de alto/bajo nivel•Falla de Instrumentos

SEPARADORES GENERALES•Control de Descargas de Líquido•Monitoreo de Nivel•Presión de Separación•Señal de alto/bajo nivel•Falla de Instrumentos

DEPURADOR DE GAS•Control de Descargas de Líquido•Medición del Gas Total de la estación•Monitoreo de Nivel•Presión del Sistema•Señal de alto/bajo nivel•Falla de Instrumentos•Control de Presión General•Control de Venteo•Cierre de emergencia (inundación)

NIVEL I SUPERVISIÓN BÁSICA(PRESION DE SEP. / OLEODUCTO Y FLUJO OLEO.

SALA DE CONTROL

LOCAL

UNIDADDE CAMPO

SALA DE CONTROLREMOTA

NIVEL III LAZO CERRADO /

INTEGRALSALA DE

CONTROLREMOTA

NIVEL II SUPERVISIÓN BÁSICA(PRESION, NIVELES / CONTROL SIST.)

NIVEL IVOPTIMIZACION

ex

INTEGRACION

SALA CONTROL / SISTEMA COORP.


NIVELES DE AUTOMATIZACIÓN

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN EN CAMPOS DISPERSOS

Mediciones

Análisis

EvaluaciónDecisión

Ejecución

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OPTIMIZACION

Datos

Datos

InformaciónInformación

Instrucciones

Datos

CAMPO

OFICINA


EJECUCION Y CONTROL MONITOREO O SUPERVISION

INSTRUCCIONESTRANSMISION

DE DATOS

DECISIONESCONTROL DE CALIDAD Y

ALMACENAMIENTO DE

RED DE COMUNICACIONES

CAMPO

OFICINA

OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN EN CAMPOS DISPERSOS


La industria Petrolera y Petroquímica debe

desarrollar sus actividades bajo condiciones

que le permitan mantener:

La integridad del personal propio y

contratado

Sus instalaciones y equipos

La Seguridad de sus Procesos

Evitar la contaminación del medio ambiente

Reducir los riesgos a terceros.


SEGURIDAD EN LAS INSTALACIONES

En correspondencia con la declaración anterior, los aspectos de Seguridad,

Salud y Ambiente deben ser abordados como una parte integral del trabajo

iniciado con:

Las evaluaciones de factibilidad y conceptualización de los procesos.

En las fases del diseño, construcción y arranque de los Proyectos

Asociados.

Durante la vida operativa de las instalaciones hasta sus etapas de cierre,

desmantelamiento o clausura.


SEGURIDAD EN LAS INSTALACIONES

Bajo las consideraciones anteriores, se deben alcanzar los mejores

estándares S. H. A., en Organizaciones caracterizadas por su Disciplina

Operacional y bajo un enfoque PROACTIVO asociados a los procesos de:

Seguridad Industrial

Seguridad de los Procesos

Higiene Ocupacional

Protección Ambiental

Estos procesos están basados en leyes, políticas, normas y procedimientos

y guías que orientan hacia la ejecución segura de cualquier actividad.


SEGURIDAD, HIGIENE Y AMBIENTE (S.H.A)

Clasificación de Áreas

Permisos de trabajo

ART

Manejo de químicos (MSDS)

Procedimientos operacionales

Ley ambiental

Notificación de eventos DERRAME,

ESCAPE, INCENDIOS, EXPLOSIONES,

INCIDENTES

Informe/investigación de Accidentes

Identificación de riesgos

NORMAS DE SEGURIDAD, HIGIENE Y AMBIENTE


Overall (Braga)

Salvavidas

Autocomprimidos

Cascos de Seguridad

Lentes de Seguridad

Filtros de Aire

Zapatos de Seguridad

Guantes de Seguridad

Orejeras

EQUIPOS BÁSICOS DE SEGURIDAD



ORGANIZACIÓN CON DISCIPLINA OPERACIONAL

Evitar las lesiones personales, daños a las instalaciones

y al ambiente y pérdidas materiales producto de

accidentes, asegurando la continuidad operacional.

Fortalecer la imagen de seguridad de la Empresa y por

ende la seguridad del trabajador el cual aportaría un

mayor rendimiento.

Establecer y mantener un sistema estadístico que

permita identificar causas de los accidentes, definir

acciones a seguir para su control y evitar su ocurrencia.


OBJETIVOS DE LA SEGURIDAD INDUSTRIAL Y DE LOS PROCESOS

Se enfoca en incidentes de alta frecuencia y baja consecuencia

La Clave del Éxito esta en Desarrollar una Cultura hacia la Prevención,Enfoque Proactivo, Seguridad como Valor de Vida, Organizaciones dondeprevalezca la Disciplina Operacional y la Confiabilidad Humana asociada alos procesos.

GESTION DE SEGURIDAD DE LOS PROCESOS

Se enfoca en incidentes de baja frecuencia y alta consecuencia


GESTION DE SEGURIDAD DE LAS PERSONAS (PROPIOS / CONTRATISTAS)

• El objetivo es no tener accidentes , bajando la Frecuencia de Accidentalidad

para alcanzar los mejores estándares de la industria

• Se medirán los Indicadores Proactivos y Reactivos que reflejan la Gestión, el

Comportamiento y tendencias del proceso para tomar correctivos oportunos. Es

importante identificar la Causa Raíz de estos Indicadores Reactivos.



El ASP es una herramienta Gerencial que considera los

aspectos de Seguridad asociados a LOS PROCESOS E

INSTALACIONES y esta diseñada para prevenir la ocurrencia

o reducir las consecuencias de los escapes de sustancias

toxicas y peligrosas, reactivas o explosivas, que puedan

causar accidentes mayores y catastróficos originados por

procesos industriales.(API RP 750 / 754)


ADMINISTRACION DE SEGURIDAD DE LOS PROCESOS

Evitar daños a la salud de los trabajadores por la exposición a riesgos

ocupacionales en su ambiente de trabajo.

Garantizar un ambiente agradable y cómodo a los trabajadores.

Utiliza técnicas de ingeniería, medicina, química, física y otras

disciplinas, para evaluar y controlar las condiciones ambientales de

trabajo que afecten la salud o bienestar de los trabajadores.


OBJETIVOS DE LA HIGIENE INDUSTRIAL


OBJETIVOS DE LA HIGIENE INDUSTRIAL

Identificar, evaluar y controlar los riesgos ocupacionales presentes en elambiente de trabajo.


GERENCIA DEL RIESGO OCUPACIONAL

Desarrollar acciones coordinadas y orientadas a la identificación, evaluación,

control y mitigación de los riesgos ambientales asociados a sus actividades

productos o servicios que tengan o puedan tener un impacto significativo al medio

ambiente como emisiones a la atmosfera, vertidos al agua, contaminación de

suelos, efectos sobre los ecosistemas, bajo condiciones normales y anormales de

operación durante las actividades pasadas presentes y futuras, cumpliendo con

las normas y regulaciones vigentes y en concordancia con lo establecido en la

Norma ISO 14001.


OBJETIVOS DE LA PROTECCIÓN AMBIENTAL


ADMINISTRAR RIESGOS AMBIENTALES

CLIENTERecolectar Tratar Transportar AlmacenarCLMCP

100000 Bls

PLANTA DE COMPRESIÓN

GAS A VENTAS

DESHIDRATACIÓN / ALMACENAMIENTO

EMBARQUE

100000 Bbl.

CABEZAL DEL POZO

LÍNEA DE

FLUJOESTACIÓN DE FLUJO

PROCESAMIENTO

TRATAMIENTO DE AGUAS

INYECCIÓN Y DIST.DE GAS

POZOINYECTOR

VAPOR


PROCESOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA

Cada día mueren en promedio 6.000 personas a causade accidentes o enfermedades relacionadas con eltrabajo, lo que equivale a un total de más de 2,2millones de muertes en el trabajo por año.

Cada año los trabajadores y trabajadoras son víctimasde aproximadamente 270 millones de accidenteslaborales, que causan ausencias laborales de 3 o 4días.

Las sustancias peligrosas matan aproximadamente438.000 trabajadores y trabajadoras por año y secalcula que un 10% de los cánceres de piel sonatribuibles a la exposición de sustancias peligrosas en ellugar de trabajo.


ESTADISTICAS SOBRE SEGURIDAD EN EL TRABAJO (FUENTE: OIT)

Acción orientada a lograr que se realice el trabajo de acuerdo a lo

planificado, utilizando de una manera eficiente, los recursos

humanos, físicos y económicos disponibles

SUPERVISION


ROL DEL SUPERVISOR

Asegurar la operación y ejecución de los

trabajos

Lograr metas orientando a los trabajadores

y manteniendo un buen clima laboral.

Pieza clave en la ejecución de trabajos

“bien ejecutados”, sin accidentes

FUNCIONES DEL SUPERVISOR


ROL DEL SUPERVISOR

Para lograr trabajar sin accidentes:Herramientas del supervisor:

Planificación• Que trabajos se efectuaran en la instalación bajo mi responsabilidad ?• Que previsiones debo tomar para que todo salga bien ?• Que normas y procedimientos deben aplicarse ?

Coordinación

• Quien es responsable de ejecutar las tareas considerando las

condiciones de seguridad ?

• Que materiales y equipos se necesitan para las tareas ?

• Cuales tareas pueden ser ejecutadas en forma simultanea y cuales

requieren la culminación de tareas previas ?

Autorización• Han sido consideradas todas las precauciones que garantizan la

finalización con éxito de los trabajos ?

• Que tipo de permiso se requiere ?

• Cuento con personal requerido para estos trabajos ?


ROL DEL SUPERVISOR

Observación y control

• Identificar actos, condiciones inseguras y el cumplimiento de las medidas preventivas acordadas

• Detectar desviaciones y anormalidades en el trabajo.• Progresos/avances del trabajo.• Realizar las correcciones y ajustes necesarios.• Elaboración de nuevos planes.

Comunicación

• Aclarar dudas.

• Dar instrucciones precisas.

• Especificar el alcance del trabajo.

• Evitar interpretaciones erróneas.

Normas yprocedimientos

• Obedecen a una necesidad preventiva.

• Generan una interpretación.

• Contienen un motivo preventivo.


Para lograr trabajar sin accidentes:

ROL DEL SUPERVISOR

T1 T2 T3 T4

PLANIFICACION

COORDINACION

AUTORIZACION

OBSERVACIONY CONTROL

Necesidaddel trabajo

Trabajo bien hecho

COMUNICACIONNORMAS YPROCEDIMIENTOS


ROL DEL SUPERVISOR

Filosofía:Funcionamiento armónico o equilibrado del trinomio: HOMBRE – MAQUINAS ‐ AMBIENTE


MANEJO INTEGRAL DEL RIESGO

La instalación debe disponer de las siguientes protecciones dependiendo del tipo de riesgo potencial que pueda presentarse:

Riesgo ProtecciónIncendio en la instalación. Detección, alarma y activación del sistema

contra incendio, para los tanques de crudo.

Derrame de crudo a la instalación y/o al medioambiente.

Detección y alarma por alto nivel de crudo entanques de almacenamiento, con sistemas dedoble redundancia

Alta presión de descarga en el sistema debombeo de crudo.

Detección y alarma por alta presión y válvulasde seguridad.

Alto nivel de liquido en el depurador. Detección, protección y alarma por alto nivel.Falla segura de la válvula abierta (suministropara cerrar).

Alto nivel de liquido en los tanques dealmacenamiento.

Detección, protección y alarma por alto nivel(arranque de bombas de crudo con sistema dedoble redundancia).

Atmósfera peligrosa. Detección y alarma.

SISTEMA DE PROTECCIÓN – PLAN DE EMERGENCIA


Evitar subir solo a un tanque de almacenamiento de crudo cuando se note una alta

concentración de gas, espacial cuidado con los tanques de techo flotante.

Cuando sea necesario abrir una boca de aforo de un tanque de crudo o de químico,

retirarse a una distancia prudente, permitiendo que escapen los gases acumulados.

Cuando esté acompañado, cerciorarse que el compañero esté en sitio seguro y no

recibirá los gases que escapan.

Evitar pararse cerca del borde de un tanque.

En la operación de las Instalaciones Petroleras existen diversos riesgos potenciales debido

principalmente, a las presiones, temperaturas, inflamabilidad de los fluidos manejados,

peligrosidad de los químicos manejados, equipos eléctricos, sitios de trabajo y otros. Para la

operación segura de estas facilidades se recomienda al operador seguir las siguientes

recomendaciones:

NORMAS DE SEGURIDAD – OPERACIÓN DE INSTALACIONES PETROLERAS


Antes de levantar la tapa de aforo o de visita o antes de introducir la cinta de medir el

tanque, tocar cualquier parte del tanque sin guantes, para eliminar el riesgo de chispas

causada por electricidad estática.

No usar zapatos con clavos, placas o esquinas de hierro, al trabajar en tanques o

estaciones de flujo en los que se maneje petróleo o derivados de éste.

Nunca subir a un tanque que contenga petróleo o alguno de sus derivados, cuando se

avecine una tormenta o durante ella.

Nunca llevar objetos de hierro, fósforos o encendedores a lo alto de un tanque.

Cerciorarse que las linternas y bombillas que se usa en los tanques, estaciones de

bombeo y flujo sean a prueba de explosión o tengan protección contra ella.

No usar ni tratar de reparar cables eléctricos, circuitos o toma corrientes que se noten

defectuosos. En estos casos, avisar inmediatamente al supervisor o llamar al

Departamento de Mantenimiento Eléctrico.

Eliminar el uso de la gasolina, en su lugar utilizar gasoil, kerosene o varsol.

NORMAS DE SEGURIDAD – OPERACIÓN DE INSTALACIONES PETROLERAS



Dinámica de Equipo con Casos de Estudio


Producción Separación Almacenamiento Tratamiento Optimización

Esperamos que esta experiencia de aprendizaje haya sido enriquecedora y de beneficio para sus

funciones de trabajo

Muchísimas gracias …

T1

T2

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