Resumen Primer Parcial De Facilidades De Produccion.docx

Agua: vertimiento, disposal, inyección Gas: línea de baja presión, quema en tea, combustible en pozo Árbol de navidad: conjunto de válvulas arriba del well head Well head: contiene secciones A, B y C Psv: pressure safety control Pig launcher: lanzador de marranos Well testing: pruebas de pozos en superficie, físicas para determinar potencial del pozo Dique: paredes de protección alrededor del tanque Reservas recuperables: del 40 al 80% de certeza y que se puede recuperar de forma rentable y técnica Viabilidad económica:      

Volumen de reservas estimadas recuperables Proyección de ingresos Número de pozos a perforar (desarrollo) y sus costos Costos de construcción de facilidades de superficie Sistema de levantamiento artificial: costos y Personal requerido (perfil, costos) Costos de operación y mantenimiento

Plan de desarrollo (FDP): perforación de pozos de desarrollo, sistemas de producción, construcción de facilidades de superficie para el manejo y tratamiento de fluidos y transporte de los hidrocarburos. GESTION 1. Modelamiento de subsuelo: exploración y yacimientos 2. Optimización de operaciones y producción: perforación y producción 3. Integración y control de la información       

Extracción Recolección separación Tratamiento de crudo Fiscalización y bombeo de curos Tratamiento de aguas, vertimiento y reinyección Tratamiento de gas Compresión de gas

LACT: lease automatic custody transfer, mide BSW, salinidad, azufre, medidor, probador Criterios de procesos de producción:    

Las características de los fluidos producidos En armonía con el medio ambiente. Observando los aspectos de seguridad. mejor costo beneficio

Tipos de recobro:  Empuje de la capa de gas  Empuje de gas en solución  Empuje hidráulico o de agua  Empuje gravitacional  Empuje por expansión de líquido  Mecanismos combinados Presión yac, GOR, producción agua, recobro Empuje gas disuelto: cae rápido y continuo, sube y baja, ausente o baja, 10-40% Capa de gas: cae despacio y continuo, sube continuo, ausente o baja, 30-80% Empuje de agua: se mantiene alta, mantiene baja, sube continuo, 60-80% Perdidas de presión:  En el Yacimiento  En la cara del pozo  En la sarta de producción  En la cabeza del pozo  En las líneas de flujo y manifold  En el Separador Recuperación primaria: si no se suministra presión externa al yac Recuperación secundaria: si se inyecta fluido  Inyección de gas o de CO2  Inyección de agua o de vapor  Tratamiento químico  Inundación miscible  Combustión in Situ Bombeo mecánico: muy usado, alta eficiencia, bajos costos de operación, caudal limitado, amplia aplicación, bajo GOR, límite de profundidad, temperatura BES: adaptabilidad, especializado, normal en costos, buen caudal, viscosidad, bajo GOR, pozos profundos, 100-200 F

Hidráulico: adaptabilidad, especializado, normal, buen caudal, viscosidad, bajo GOR, 150-250 F Gas lift: adaptabilidad, especializado, normal, buen caudal, viscosidad, alto GOR, 150-250 F Gravedad API:  Pesado<22  Mediano 22<API>30  Liviano >30 Densidad del gas: Gravedad especifica del Gas: SG. SG = Peso Molecular del Gas/ 29 La densidad del gas: D en libras/pie3 D = 2.7 x (SG) g x P/ T x Z Siendo P en Psia y T en oR. D = 0.093 x Peso Molecular x P/ T x Z Viscosidad: ▪ ▪ ▪ ▪

Absoluta o dinámica (centipoises) Cinemática (centiestoques) Centiestoques = centipoises/ SGo Centipoises = centiestoques x Sgo

Objetivos de facilidades:  producir y recoger los fluidos de cada pozo  Separarlos  Tratarlos  fiscalizados  Centralizar producción  Tratar crudo  Probar producción  Inyección de químicos  Almacenar crudo  Transferir produccion a oleoductos  Tratar agua  Deshidratar gas  Tratar y comprimir gas  Operar sistemas de seguridad y contra incendio Elementos y equipos básicos  Líneas de flujo (líneas de flujo y troncales)  Múltiple de producción (Manifold)  Separadores (general y de prueba)  Tratadores térmicos  Inyectores de químicos  Tanques de lavado y almacenamiento  Tanques para pruebas de pozos  Bombas de transferencia

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Unidades de medición (LACT) Sistemas de tratamiento de agua Piscinas de tratamiento de agua Sistemas de recolección y manejo de gas Compresores de gas y de aire Sistemas de seguridad y contra incendio Controles remotos, de medidas y alarmas Sistemas de comunicaciones

Otras facilidades:  Suministro de agua industrial y potable  Sistema contra-incendio  Suministro de energía y aire  Sistemas de instrumentación Batería de producción: Una batería es una estación centralizada de recolección, separación, tratamiento, fiscalización y bombeo de los fluidos de producción de los pozos. Módulo de producción, Batería de producción, Estación de producción, Central de procesamiento Factores para localización de baterías ✓ Condiciones del terreno y estudio de suelos. ✓ Aproximación o cercanías a los pozos actuales y los se prevean en el futuro. ✓ Facilidad de acceso y costo de transporte y equipos, materiales, servicios y personal. ✓ Disponibilidad de agua para lavado, limpieza, sistema contra- incendio ✓ Agua de enfriamiento y agua potable. ✓ Facilidad de eliminación de desechos, evitando la contaminación ambiental. ✓ Disponibilidad de combustible y energía eléctrica. ✓ Datos climatológicos: condiciones severas de viento, inundaciones, tempestades. ✓ Lejanía a centros residenciales, rurales y urbanos. Sistema de recolección: Tuberías, equipos e instalaciones para llevar petróleo y gas desde el cabezal a destino final, incluyen los equipos y vasijas para tratamientos y medición de cada una de las fases que se producen en el pozo, se realiza en 3 etapas: 1. Centralizar producción a estaciones recolectoras de cada pozo para separar el agua y el gas libre

2. Red de tuberías que conducen el petróleo y gas de las estaciones hasta las plantas de deshidratación para romper emulsiones, eliminar agua, sal e impurezas 3. Almacenamiento, medición y estaciones de bombeo a oleoductos o refinerías Longitud de la línea en función de: Numero de baterías, espaciamiento entre pozos, características del petróleo, localización de la batería Diámetro de línea: diámetro optimo, diseño: flujo multifasico horizontal Manifold: serie de válvulas y facilidades que permiten recibir y controlar adecuadamente la producción de los diferentes pozos. Nominal, externo, interno, peso (lb/pie) 2, 2.375, 2.067, 3.652 3, 3.5, 3.068, 7.570 4, 4.5, 4.026, 10.790 Múltiple para líneas comunes

Múltiple para diferentes presión

Principio de los separadores:  Cambió de movimiento (momentum):cambio de dirección repentina del flujo  Gravedad: por diferencia de peso de las partículas a causa de gravedad  Coalescencia: las partículas muy pequeñas pero pesadas que no fueron separadas pro gravedad chocan entre si haciéndose más grande y caer

Secciones de un separador: Sección primaria: en esta sección ocurre la primera separación de fases; se lleva a cabo por el uso de una entrada tangencial la cual imparte un movimiento circular a los fluidos. Sección} Sección de separación secundaria: Tiene por objetivo remover por gravedad, las gotas más pequeñas de líquido. 3. Sección extractora de humedad o niebla: Sirve para remover pequeñas gotas de líquido que no se han podido depositar por gravedad en la sección de separación secundaria. 4. Sección acumuladora de líquido: en esta sección se recolecta el líquido separado: Tiene dos funciones principales:  Acabar de separar el gas del líquido.  Servir de cierre hermético en el fondo del separador. Clases de separadores  Por forma  Por fases que separan  Por su utilización (de prueba, generales)  Por las condiciones de operación ( de alta, media y baja presión) Criterios de diseño de separador:  Según especificaciones de vasija (longitud y diámetro)  Según GOR y áreas interraciales de aceite agua (trifásicos) Componentes de separador: Elementos externos: carcasa con sus tapas, entrada y salida de fluidos, instrumentos de control de presión y temperatura, nivel de fluidos, sistema de seguridad, discos de ruptura, de acuerdo con la presión de trabajo. Elementos internos: ✓ Desviador de entrada (platos deflectores y ciclones de entradas) ✓ Quebradores de olas ✓ Platos antiespumantes ✓ Quebrador de remolinos ✓ Extractor de niebla (mallas de alambres, platos arqueados, aspas, canales de flujo con obstáculos) o platos paralelos inclinados Controladores: de presión y de nivel, ya sean válvulas o flotadores o controladores Dispositivos de seguridad: orificios, discos de ruptura, válvulas de escape y cabezas de seguridad

Diseños especiales de los separadores:  Free wáter knockout  Separadores doble barril  Separador centrifugo  Separador de filtro (alto GOR, gas limpio),remueve el 100% de gotas de líquidos mayores a 2 micrones y el 99% de gotas hasta de ½ micrón, se utiliza en torres de glicol, compresión de gas y como combustible  Scrubber Ventajas separador un barril: costo, más fácil aislar del clima, se mantiene mejor la temperatura Ventajas de separador de dos barriles: mayor capacidad, mejor separación, control de líquido más estable Ventajas separador vertical: GOR bajo, altas cantidades de arena y sólidos, áreas con poco espacio, grandes volúmenes Ventajas separador horizontal: áreas con limitaciones de alturas, producción espumosa, para trifásico separa liquido-líquidos, alto GOR Criterios de diseño de separador: Tipo de fluido volumen de líquido, API, BSW, viscosidad tanto del oil y wáter Características del crudo: espuma, parafina Consideraciones para el diseño:  Tipos de fluidos  Función básica que va a cumplir:scruber y slug cátcher  Volumen de fluido a procesar  Tiempo de retención  >35 API= 2 min  25<API<35= 3-5 min  15<API<25= 4-6 min  Espuma pequeña= 4-6 min  Espuma moderara= 6-8 min  Espuma severa= 10 min Estampa API: placa de acero soldada a recipiente tiene: ▪ Especificación 12 J. ▪ Nombre del fabricante. ▪ Número de serie de fábrica. ▪ Año de fabricación. ▪ Peso vacío, en libras. ▪ Dimensiones de la carcasa, diámetro exterior x longitud.

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Máxima presión de trabajo permisible, en psi a la máxima temperatura de diseño, en grados Fahrenheit. ▪ mínima temperatura si es requerida por el código ASME o por el comprador. ▪ Alguna información adicional que se requiera por exigencia de entidades estatales ▪ No se prohíben marcas adicionales deseadas por el fabricante o comprador Problema de espuma: impurezas en la producción, mecánicos afecta el control de la interface gas-aceite, reduce la capacidad, reduce la eficiencia, arrastra gas en el líquido, se emplean platinas, se aumenta el tiempo de residencia, utilizan antiespumantes Problema de parafina: propio de los crudo parafinicos, tapas partes de equipos, afecta los controles de nivel, se utilizan vapores o solventes, se utilizas dispersantes, elementos electromagnéticos Problema de arena: proveniente de arenas no consolidadas, causa abrasión, taponamiento en las descargas, control en el completamiento de pozos, usar válvulas resistentes a abrasión, no exceder la tasa critica, aumento de densidad de cañoneo Problema de emulsión: contaminantes presentes en la producción, afectan el control de nivel de la interface, el tiempo de residencia, reduce la eficiencia de separación agua/aceite, aumenta costos de operación, se soluciona utilizando rompedores de emulsión y calor Problema de arrastre de líquidos en la fase gaseosa: aumento de contenido de agua en producción de gas, daños en partes internas, taponamiento en las descargas, alta turbulencia, ajuste pobre en el control de nivel