curso de produccion i

CURSO WELL TESTING, SEPARACION

1.- SEPARACION

2.- EL SEPARADOR

3.- CAUDAL DE PETROLEO.

4 .- CAUDAL DE GAS

Preparado por: Revisado por: 22 de AgostoOscar HeredIA 2013


1.0 SEPARACIÓN 1.1 PRINCIPIO Y FIN DE LA SEPARACIÓN

El separador esta constituido por un cuerpo cilíndrico horizontal o vertical que puede

resistir al tas presiones, según cada diseño. Los hidrocarburos que vienen de los yacimientos entran al cilindro, el petróleo se acumula en nivel medio inferior de cuerpo,

mientras que el gas , mas liviano, Ocupa la parte superior y el agua se deposita en el

fondo



LA SEPARACIÓN DEL PETRÓLEO Y DEL GAS SE EFECTÚA POR DENSIDAD

Hay una salida de gas, con una válvula especial a fin de mantener una contrapresion

en el interior del separador. También hay una salida de petróleo con una válvula a fin

de que el nivel sea consiente en el interior del separador. SE DICE QUE EL SEPARADORDEBE TRABAJAR A PRESIÓN Y NIVEL CONSTANTE.

Así el petróleo queda contenido el el separador durante algún tiempo que depende del

caudal de los hidrocarburos. Por ejemplo si el volumen de petróleo contenido en el

separador es de 1 barril y la producción es de 60 bbl/hora,el petróleo será renovado

después de un tiempo de un minuto. Durante este tiempo el petróleo es mantenido bajouna presión constante, fijada por la regulación de la válvula de gas. Burbujas de gas sedesprenden del petróleo y ascienden a la parte superior del separador que continúe el

gas libre.

El petróleo que va a salir es liberado del gas libre pero contiene todavía un poco de gasdisuelto en cantidad que corresponde a la presión del separador. Se establece un

equilibrio entre la cantidad de cada cuerpo contenido en la fase gaseosa y la faseliquida.

AL FIN DE QUE LA SEPARACIÓN DEL GAS Y DEL PETRÓLEO SEA SATISFACTORIASE DEBE DEJAR EL PETRÓLEO EN EL SEPARADOR POR UN TIEMPO SUFICIENTEMENTE LARGO PARA OBTENER ESTE EQUILIBRIO

1.2 TIEMPO DE RETENCIÓN

Este tiempo generalmente es conocido, depende de la naturaleza del petróleo (densidady viscosidad) y debe ser entre 30 segundos para el petróleo liviano y un minuto para el

de densidades elevadas.

2.0 EL SEPARADOR

2.1 GENERALIDADES

El petróleo entra al separador bajo una forma de una dispersión de gotas en el gas. Estadispersión es producida por la velocidad de circulación del hidrocarburo a trabes de la

tubería y también por su paso a través del orificio en la cabeza de pozo, que produce una



verdadera pulverización sobre todo por la violenta eexpansion a la entrada del separador.

cuando el caudal que recibe el separador es importante, la velocidad de circulación del

gas en el interior del mismo es bastante grande para arrastrar las mas finas gotas de

petróleo. Es lógico que una parte del petróleo se perderá si el separador no esta

convenientemente equipado para retener dichas gotas.

2.2 EL EQUIPO DEL SEPARADOR

Los separadores constan por consecuencia de dispositivos de corte:

Deflector de turbulencia.

Deflectores de condensación.

Filtro rejilla



Estos dispositivos tienen una función únicamente mecánica

Están solamente para evitar que las gotas sean arrastradas por el gas. Algunos separadores tienen en la parte central , una placa perforada a fin de evitar la formación de olas

y que el petróleo sea arrastrado por el gas.

Dos acumuladores o piletas permiten admitir uno el petróleo y otro el gas.

2.3 PRESIÓN DE TRABAJO - PRUEBA DE PRESIÓN - PRESIÓN NOMINAL

Los separadores están caracterizados por su presión nominal.

La presión nominal es la presión máxima de trabajo, que es prohibido exceder.

La presión de prueba es igual a la presión nominal del separador mas el 50% de su valor.Por ejemplo, un separador de presión nominal 600 psi tiene como presión de prueba de900 psi. Es la presión mas alta, a partir de la cual el separador corre peligro de estallar

La reglamentación impone un control de presión cada 5 años, el cual se realiza con agua.

Generalmente varios dispositivos impiden exceder la presión nominal del separador. Ellosson la válvula de seguridad y la placa de estallido. La válvula de seguridad se abre a la

presión nominal del separador y la placa de estallido se rompe a 110% de la presión

nominal del separador.

2.4 CAPACIDAD DEL SEPARADOR

Las dimensiones de un separador determinan su capacidad, es decir el caudal máximo de



gas que se puede medir en pie cúbico y se conoce en el puente de medición a través delporta-orificio Daniels, ubicado a la salida de gas del mismo.

La capacidad de petróleo depende de las dimensiones del separador,la cual deben ser

lo bastante grandes, para que el tiempo de retención sea al menos de un minuto.

El valor del caudal de liquido y gaseoso depende también de la densidad del gas y del

petróleo, de la temperatura, admitiendo que no se forme espuma en el interior del

separador.

2.5 PRINCIPALES TIPOS DE SEPARADORES

Generalmente se clasifican en tres grandes grupos, horizontales, verticales y esféricos.Además se puede clasificar por el numero de fases que deben separarse, bifásico y

trifásicos. Frecuentemente en la industria de producción petrolera se trata de evitar la

utilización de separadores trifásicos, principalmente cuando el agua separada es

corrosiva.

VENTAJA DE CADA TIPO DE SEPARADOR:

SEPARADOR VERTICAL:

1 - El nivel de liquido no es critico.

2 - Puede acumular gran cantidad de arena.

3 - Es fácil de limpiar.

4 - Tiene mayor capacidad para manejar volúmenes anormales.

5 - Existe menos tendencia para re-evaporación de liquido ya separado.

SEPARADOR HORIZONTAL

1 - Puede manejar bien la producción de petróleo con espuma.

2 - Resulta mas económico que los verticales.



3 - Es mas eficiente para manejar altos caudales de liquido.

SEPARADOR ESFÉRICO

1 - Es el mas económico.

2 - Es el mas compacto.

2.6 EQUIPO EXTERNO El equipo externo de un separador comprende: EQUIPO DE SEGURIDAD Placa de estallido Válvula de seguridad EQUIPO CONTROL Indicador de nivel Regulador de presión. Manómetro Válvula automática de gas. Válvula automática de petróleo. 2.7 PLACA DEL CONSTRUCTOR Cada separador tiene una placa del constructor con los informes siguientes: 1 - Nombre de la empresa del fabricante. 2- Fecha de fabricación.



3 - Dimensiones del separador. Largo, diámetro, Espesor del cuerpo 4 - Presión nominal y de prueba. 5- Capacidad horaria o diaria de gas y petróleo. 6 - Volumen interior exacto.

2.8 PLACA DE ESTALLIDO

Son membranas metálicas finas, previstas para romperse en el caso de una sobre presión

accidental del separador.

La presión de ruptura de la placa es de 110% del valor de la presión nominal del separador

Generalmente es de 2" o 3".

Se colocan entre dos bridas y tienen una forma convexa. La presión debe actuar sobre

la parte hueca de la placa.

La placa tiene una lengüeta con el valor de la presión de ruptura, por ejemplo, en un

separador de presión nominal 600 psi, el valor de la placa será de 660 psi.

2.9 VÁLVULA DE SEGURIDAD.

Es una válvula que protege al separador contra las sobre presiones accidentales.

La válvula de seguridad consta de un asiento, sobre el cual tiene el obturador. Un resorte

calibrado para la presión deseada, apoyado sobre el obturador.



La presión de calibración del resorte es igual a la presión nominal del separador.

Algunas válvulas tienen a veces tienen una palanca para probar el correcto funcionamiento

de la válvula.

El obturador tiene un forma especial cuyo fin es de ayudar a abrir mas fácilmente la

válvula cuando el disco comienza a levantar.

Se necesita probar la válvula de seguridad, periódicamente sobre el separador.



2.10 INDICADOR DE NIVEL

Son aparatos que permiten comprobar el nivel de los líquidos en el interior del separador.

Existen tres tipos de indicadores de nivel.

Nivel tubular

Nivel de transparencia

Nivel reales

Los niveles reales constan de un equipo prismático que hace aparecer en color negro elliquido aunque este sea perfectamente transparente. Tiene la ventaja de ser bien legiblepero las ranuras del espejo retienen las suciedades y es necesario mantenerlo siemprelimpio.

La presión de trabajo puede ser de hasta 3000 psi. El nivel tiene también dos válvulas

de seguridad con un bolita.

2.11 PUESTA EN SERVICIO DEL NIVEL.

Para poner en servicio el nivel es necesario operar de la siguiente manera:



1 - Abrir ambas válvulas simultáneamente hasta la mitad, a fin de equilibrar la presión enel interior del nivel.

2 - Abrir completamente las válvulas.

Si el separador trabajando sufre una ruptura en el espejo, la caída de presión al interior deldel nivel hace asentar la bolita sobre su asiento. De esta forma es posible cambiar el

espejo sin sacar de servicio el separador.



2.12 REGULADOR DE PRESIÓN

El regulador de presión usado normalmente es del tipo 67-FR de Fisher. Este reguladorsirve para alimentar con gas o aire a presión constante los aparatos de regulación.

La presión de entrada puede ser de 250 psi y generalmente la presión de salida es de

20 psi. Esta es la alimentación de WIZARD Y LEVEL-TROL.(Controlador de presión delseparador y controlador de nivel de petróleo del mismo)-

1.13 FUNCIONAMIENTO

La parte sensible es el diafragma.

La parte superior, es el bonete, esta sometido a la presión atmosférica, debido a que tieneun pequeño orificio de abertura.

Sobre la cara superior del diafragma se ejercen pues la presión atmosférica y la acción delresorte. Sobre la cara inferior se ejerce la presión de salida (20 psi).



Cuando las acciones se equilibran, la parte superior del obturador queda cerrada y la

parte inferior abierta. Si la presión a la salida cae, el resorte antagonista abre mas el

obturador y se obtiene así un caudal mayor de gas o aire (según con que se alimente)

Por lo tanto una presión superior y tenemos de nuevo el equilibrio.

Si la presión de salida aumenta, esta nueva presión levanta el diafragma, se abre la

parte superior del obturador y se cierra la parte inferior hasta obtener un nuevo equilibrio

El regulador 67-FR, tiene un filtro a fin de retener las impurezas y también una pequeñaválvula de purga.

3.0 CAUDAL DE PETRÓLEO Existen varios procedimientos para medir el caudal de petróleo. Los caudales de petróleo que salen de los separadores pueden ser medidos en el tanquede una estación. Algunos separadores tienen la capacidad de medición a través de un fotómetro volumétricoy totalizador llamado aloco, y actualmente en separadores modernos se utilizan turbinasde pulsos con indicador electrónico mediante un displací digital o también a través decaudalimetros masicos.



3.1. CORRECCIÓN A EFECTUAR SOBRE LA LECTURA DE FOTÓMETROS O TURBINAS Tanto los fotómetros como las turbinas miden un volumen de petróleo con presión, por lotanto el volumen medido es mayor al real. En efecto, el petróleo contiene aun un poco degas disuelto, que se eliminara en el tanque de la estación. Es necesario efectuar correcciones para tener el mismo volumen de petróleo que elobtenido en el tanque, con las siguientes condiciones de referencia 760 mm de Hgy 60 ªF Se hará intervenir el factor de Srinkage (Factor de reducción de volumen) expresadoen porcentaje. Este factor considera el gas disuelto en el petróleo, El coeficiente Vcf, sirve para obtener la medición hecha a la temperatura To, a la temperatura de referencia, es decir 60 ªF. Este coeficiente esta dado por las tablas De La Chapelle, en función de la temperaturay la densidad del petróleo. Además los contadores tienen un error de mecanismo por desgaste de sus piezas y paracorregir esto se hace un contraste de la medida en un tanque calibrado y el medidor (FCM) La formula para el calculo del petróleo corregido es : V = Vm x FCM x (1-SHR) x Vcf Donde Vm es el volumen elido sobre el fotómetro o turbina a la temperatura To.Además, cuando el separador es bifásico ose lo trabaja como tal, para obtener el volumenneto del medido, el volumen V obtenido se efectuara por el porcentaje de agua no separada. por lo cual la formula para obtener el volumen neto es:

V = Vm x FCM x(1- SHR) x Fcf x (1-BSW)

3.2 CALCULO DEL CAUDAL DE PETRÓLEO EN TANQUE

Cuando la medición se realiza directamente en tanque, la formula para obtener el volumenneto a condiciones de referencia es:



V = Vm x Vcf x (1-BSW)

3.3 MEDIDOR FLOCO

Es el fotómetro volumétrico de giro positivo. El liquido al entrar en el fotómetro hace girarun rotor. Cada vuelta del rotor corresponde al paso de una cantidad bien determinada

de petróleo. El volumen expresado en barriles, galones o metros cúbicos, esta dado porun pequeño totalizador arrastrado por el rotor a través de un grupo de engranajes. La

pieza maestra es el cuerpo de muy buena fabricación. El rotor tiene unas paletas de gomaempujadas contra el cuerpo por medio de resortes. Existen varios modelos, diámetros ycapacidades.

Es necesario calibrar frecuentemente este tipo de instrumentos pues tienen desgastesdebido al paso de arena o la viscosidad del fluido y también del caudal.

Se usa un tanque calibrado y se establece un coeficiente de error con el cual podría

establecerse la corrección que necesita.

3.4TURBINAS DE PULSO

Estas constan de dos partes, una que es la turbina propiamente dicha y la otra un contadorcon displací digital que nos permite ver el volumen medido.

La turbina es un cuerpo metálico, que en su interior tiene un alabe, pero que recibe el

fluido tangencialmente, es decir tiene el eje en la misma dirección que la que circula

el fluido, y en la parte superior lleva un sensor encargado de transmitir los pulsos al

contador electrónico. Cada vez que una paleta del alabe pasa frente al sensor, este

genera un pulso eléctrico que recibido e interpretado por el contador.

Al igual que los rotómetros se los corrige con un tanque calibrado.

4.0 CAUDAL DE GAS

4.1 PRINCIPIO

Cuando un fluido circula a traves de una tuberia y atraviesa un orificio de diametro inferioral diametro interno de la tuberia, se crea una perdidad de carga. Es decir una caida de



presion, debido a los rozamientos del fluido a traves del orificio. Se demuestra que la

caida de presion a traves del orificio esta ligada al caudal. Si se mide esta caida, se podriacalcular el caudal.

El sistema de medicion que reduce la vena de fluido a traves de un orificio calibrado sellama ORGANO DEPRIMOGENO.

En el petroleo se utiliza un orificio plano colocado entre dos bridas o en el porta-orificio



4.2 ORIFICIO

Un orificio se fabrica con acero inoxidable, es circular y el orificio calibrado es concentrico. Los pequeños orificios tienen un chanfle o rebaje en la parte aguas abajo y plano en

la parte aguas arribas a fin de calibrar bien la vena del fluido.

Las tomas de presion diferencial estan situadas a una distancia de una pulgada de unaparte a otro del orificio (referecia API)

4.3 PORTA ORIFICIO DANIEL

El porta-otificio Daniel permite cambiar la placa de medicion sin interrumpir el caudal degas en la salida del separador.

El orificio tiene una junta de goma oplastico colocada e una placa cremallera.

Esta placa se coloca en el Daniel por medio de dos camaras. La superior cerrada con

tornillos, la inferior tiene el orificio. La placa a cremallera es manipulado por medio de

dos piñones y de una llave de maniobra.

4.4 CAMBIO DE ORIFICIO CALIBRADO

MODO DE OPERAR

1 - Abrir la valvula ecualizadora de presion, una vuelta y media aproximadamente

2 - Girar la valvula para abrir el espejo de posicion cerrada a posicion abierta.



3 - Girar la valvula de cremallera en senteido contrario a las agujas del reloj para levantarla placa porta orificio, hasta ver que enpieza a moverse el eje de la valvula de cremallerasuperior.

4 - Seguir levantando la placa porta-orificio con la valvula superior hasta que haga tope.

5 - Girar la valvula del espejo hasta cerrarlo.

6 - Cerrar la valvula igualizadora de presion.

7 - Abrir la valvula de purga para purgar la presion acumulada en la camara superior delporta- orificio.

8 - Soltar los tornillos de la placa superior siendo que no tenga presion y retirtar la placaporta-orificio.

9 - Comprobar que el porta oriricio con el orificio se encuentren en la camara superior

antes de comenzar el ensayo.

10 - Retirar el orificiodela camara inferior y pasarlo a la camara superior uno o dos

minutos antes de despresurizar el separador y finalizar el ensayo.

4.6 MEDICION Y CALCULO DE CAUDAL DE GAS

El caudal de gas es determinado por la ecuacion hecha en A.G.A. GAS MEASUREMENTCOMITY REPORT Nª 3

Qh = C' x SQR (hw x pf)

Qh = La tasa basica de fluencia en pie cubico por dia

C' = Fluencia por orificio constante.



hw = Presion diferencial en pulgadas de agua.

pf = Presion estatica en psia

Donde la constante C' esta dada por la formula:

C' = Fb x Fg x Y x Ftf x Fpv x Fu

Fb = Factor basico de la fluencia por orificio

Y = Factor de expansion

Ftf = Factor de temperatura de fluencia.

Fg = Factor de gravedad especifica

Fpv = Factor de supercomprensibilidad

Fu = Factor de unidad

Todos estos factores se deben buscar en tablas especialmente diseñadas para ello.

Los valores hw y pf se obtienen de la lectura del grafico circular colocado en el registrsdor

Barton, el cual esta conectado al porta orificio Daniel. El valor de presion diferencial entre

aguas arriba y aguas abajo del orificio es hw, en "H2O y el valor de pf, en psia, se toma



de aguas abajo.

Los graficos son de escala lineal, pero de distintos valores, según el requerido en tal caso.


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