REGÍMENES DE FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERÍAS

Existen diferentes tipos de flujo de fluidos en tuberías:

Flujo laminar: Existe a velocidades más bajas que la critica, se caracteriza por el deslizamiento de capas cilíndricas concéntricas una sobre otras de manera ordenada. se determina que hay flujo laminar cuando el numero de Re ( Reynolds ) es menor de 2000.

Flujo transicional: también llamado flujo critico, existe cuando el caudal se incrementa después de estar en flujo laminar hasta que las laminas comienzan a ondularse y romperse en forma brusca y difusa. Se determina cuando el número de Re tiene valores entre 2000 y 4000.

Flujo turbulento: existe a velocidades mayores que la critica, cuando hay un movimiento irregular e indeterminado de las partículas del fluido en direcciones transversales a la dirección principal de flujo. Es determinado cuando el número de Re tiene valores mayores a 4000.

Figura . Flujo Laminar, Transicional y Turbulento

Numero de Reynolds

El Número de Reynolds es un grupo adimensional que permite distinguir entre flujo laminar y flujo turbulento. Usualmente, para flujo en tuberías cilíndricas, se estima que el punto de transición entre ambos flujos ocurre a NRE @ 2100.

Las investigaciones de Osbore Reynolds han demostrado que el régimen de flujo en tuberías depende principalmente de la razón de fuerzas inerciales a fuerzas viscosas en el fluido. Esta razón se llama número de Reynolds (Re) y combina, adimensionalmente, las variables: diámetro de la tubería, densidad y viscosidad del fluido y velocidad del flujo. Relaciona la fuerza de inercia y fuerza de viscosidad. Se expresa:

Patrones de Flujo Multifásico en Tuberías Horizontales

En tuberías horizontales, el patrón de flujo es afectado por las mismas variables que en los pozos verticales, sin embargo, el diámetro de la tubería es la variable más importante en este caso y la fricción generada a lo largo de la tubería. 

A continuación se describen brevemente, siete patrones de flujo multifásico en tuberías horizontales, los cuales son ampliamente reconocidos:

Flujo Estratificado: las tasas de flujo son relativamente bajas, por lo que las fases se separan por el efecto de la gravedad, el líquido se ubica en la parte inferior de la tubería y el gas en la parte superior, mientras ambas fases fluyen en forma de superficie interfacial.

Flujo Estratificado

Flujo Ondulante: este patrón de flujo es muy parecido al estratigráfico, se diferencian en la interface entre el líquido y el gas, donde las velocidades son mayores para el gas, existe turbulencia en el flujo.

Flujo Ondulante

Flujo burbuja: ocurre cuando existen velocidades de flujo del gas muy bajas en comparación con las velocidades del líquido. Las burbujas de gas se encuentran dispersas en la fase continua de líquido.

Flujo burbuja

Flujo tapón de gas y tapón de líquido: existe un flujo alternado entre el líquido y el gas en la tubería. Se forman tapones, ya sean de líquido o gas, obteniendo un flujo con altas velocidades en la parte inferior de la tubería y bajas en la parte superior donde se ubica la otra fase.

Flujo tapón de líquido

Flujo Anular: al igual que en tuberías verticales, este patrón se genera cuando la tasa de flujo de gas es muy alta, por lo que el gas se abre paso y fluye por el centro de la tubería mientras que el líquido se distribuye como película en las paredes de la tubería.

Flujo Anular

Flujo Neblina: similar que en las tuberías verticales, el gas es la fase continua y el líquido se encuentra disperso en forma de pequeñas gotas.

Flujo Neblina

Bombas

El bombeo puede definirse como la adición de energía a un fluido para moverse de un punto a otro. Una bomba es un transformador de energía. Recibe la energía mecánica, que puede proceder de un motor eléctrico, térmico, etc., y la convierte en energía que un fluido adquiere en forma de presión, de posición o de velocidad.

Clasificación de las bombas de acuerdo a la forma de transferencia de energía al fluido manejado:

Se clasifican de acuerdo a la base de las aplicaciones a la que están destinadas, los materiales con que se construyen, orientación en el espacio, por los rangos de volúmenes a manejar y por fluidos a mover, entre otros.

Clasificación de las bombas

Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales para crudos pesados se encuentran los siguientes:

a) Bombeo Mecánico Convencional (BMC)


b) Bombeo Electrosumergible (BES)


c) Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)

a) Bombeo Mecánico Convencional

Este Método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. 

Una unidad típica de Bombeo Mecánico consiste de cinco componentes básicos:

a) El Movimiento primario, el cual suministra la potencia del sistema.


b) La unidad de transmisión de potencia o caja reductora de velocidades.


c) El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el movimiento rotatorio (primario) en movimiento linealmente oscilatorio.


d) La sarta de cabillas, la cual transmite el movimiento y la potencia a la bomba de subsuelo. Aquí también puede incluirse la sarta de revestimiento y la de tubería de producción.


e) La Bomba de subsuelo.

Unidad de bombeo mecanico

La Unidad de Bombeo en superficie

La Unidad de Bombeo en superficie incluye en sus componentes los ítems a, b y c mencionados anteriormente. Según la geometría de la Unidad, éstas pueden clasificarse como:

Clase I: comúnmente denominados como Unidad Convencional de Bombeo. Este tipo de unidad se caracteriza por tener el punto de apoyo de la viga viajera cerca de la cabeza del balancín.

Clase III: la geometría de este tipo de unidades se caracteriza por tener el punto de apoyo de la viga viajera al final de ésta, es decir, lejos de la cabeza del balancín. Dentro de esta clase se ubican las unidades balanceadas por aire y las conocidas como Lufkin Mark II.

Clase I

Clase II

La Sarta de Cabillas

La sarta de cabillas es el sistema que se encarga de transmitir la energía desde el equipo de superficie, hasta la bomba de subsuelo. La selección, el número de cabillas y el diámetro de éstas dependen de la profundidad a la que se desea colocar la bomba de subsuelo y de las condiciones operativas. Por ejemplo, para pozos de profundidad mayor a 3500 pies es común utilizar una sarta compuesta de diferentes diámetros de cabillas.

Las cabillas de diámetro menor son colocadas en la parte inferior de la sarta, ya que allí la carga de esfuerzos generados es mínima; asimismo las cabillas de mayor diámetro se colocan en la parte superior de la sarta porque allí es donde se genera la máxima cantidad de esfuerzos. Por lo tanto, las cargas máximas y mínimas de esfuerzos esperados durante el ciclo de bombeo deben ser calculados lo más preciso posible, para asegurar que no ocurran fallas en el sistema durante su operación.

Para evitar que ocurran los problemas mencionados anteriormente con la Sarta de Cabillas, el diseño de la misma se realiza generalmente siguiendo la Norma API RP 11L.2

La Bomba de subsuelo

La Bomba de Subsuelo está compuesta por los siguientes elementos:

a) Cilindro o Barril


b) Pistón o Émbolo


c) Válvula fija o Válvula de entrada


d) Válvula viajera o Válvula de descarga

La bomba actúa según el movimiento de la sarta de cabillas y de la unidad de bombeo en superficie.

Estas bombas se clasifican en tres tipos básicos:

• Bombas Tipo Tubería 
• Bombas Tipo Inserta 
• Bombas Tipo Casing (se consideran como una versión de las bombas Tipo Inserta, pero de mayor tamaño) 

La diferencia básica entre una bomba Tipo Tubería y una Tipo Inserta es la forma en la cual el cilindro o barril es instalado en el pozo. En el caso de las bombas Tipo Tubería el cilindro es conectado a la parte inferior de la sarta de la tubería de producción, para luego ser introducido en el hoyo. Por el contrario, en el caso de las bombas Tipo Inserta el cilindro forma parte del ensamblaje de la bomba de subsuelo, y es colocado dentro del pozo a través de la sarta de cabillas.

El Bombeo Mecánico Convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudos pesados y extrapesados, aunque también se usa en la producción de crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados, y tampoco es recomendable cuando la producción de sólidos y/o la relación gas – líquido sea muy alta, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba. 

Componente de Subsuelo

Funcionamiento.

La bomba se baja dentro la tubería de producción y se asienta en el fondo con el uso de empacaduras. La bomba es accionada por medio de las varillas que le transmiten el movimiento desde el aparato de bombeo, éste consta de un balancín al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, éstas se accionan a través de una caja reductora movida por un motor.

El balancín de producción imparte un movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o en la educción, a cierta profundidad del fondo del pozo.

La válvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. Por un lado en la carrera descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. Por el otro, en la carrera ascendente, la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y la válvula fija permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente mantiene el flujo hacia la superficie.b) Bombeo Electrosumergible

Este Método de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producir grandes volúmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales.

Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario producido son también elevados, especialmente en crudos viscosos. Una instalación de este tipo puede operar dentro de una amplia gama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios adecuados para cada caso.

El equipo de superficie de este sistema de Levantamiento Artificial cuenta con los siguientes elementos:

a) Banco de transformación eléctrica: constituido por transformadores que cambian el voltaje primario de la línea eléctrica por el voltaje requerido por el motor.

b) Tablero de control: su función es controlar las operaciones en el pozo.

c) Variador de frecuencia: permite arrancar los motores a bajas velocidades reduciendo los esfuerzos en el eje de la bomba, protege el equipo de variaciones eléctricas.

d) Caja de venteo: está ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control, conecta el cable de energía del equipo de superficie con el cable de conexión del motor, además permite ventear a la atmósfera el gas que fluye a través del cable, impidiendo que llegue al tablero de control.

Los principales componentes del equipo de subsuelo son los siguientes:

a) Motor eléctrico: es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para mantener la producción de fluidos. Se recomienda colocarlo por encima de las perforaciones.

b) Protector o sello: se encuentra entre el motor y la bomba, permite conectar el eje de la bomba al eje del motor. Además absorbe las cargas axiales de la bomba y compensa la expansión o contracción del motor, no permite la entrada de fluidos al motor.

c) Sección de succión: está constituida por la válvula de retención y la válvula de drenaje. La primera de ellas disminuye la presión hidrostática sobre los componentes de la bomba, y la segunda se utiliza como factor de seguridad para circular el pozo de revestidor a tubería de producción o viceversa.

d) Separador de gas: está ubicado entre el protector y la bomba, reduce la cantidad de gas libre que pasa a través de la bomba. Su uso es opcional, es decir, se emplea cuando se prevé alta relación gas – petróleo (RGP).

e) Bomba Electrosumergible: es de tipo centrífugo – multietapas, cada etapa consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El número de etapas determina la capacidad de levantamiento y la potencia requerida para ello. El movimiento rotativo del impulsor imparte un movimiento tangencial al fluido que pasa a través de la bomba, creando la fuerza centrífuga que impulsa al fluido en forma radial, es decir, el fluido viaja a través del impulsor en la resultante del movimiento radial y tangencial, generando al fluido verdadera dirección y sentido del movimiento.

f) Cables trifásicos: suministran la potencia al motor eléctrico, y deben cumplir con los requerimientos de energía del mismo. Están aislados externamente con un protector de bronce o aluminio, en la parte media un aislante y cada cable está internamente aislado con plástico de alta densidad.

Es posible la aplicación de Bombeo Electrosumergible en pozos que se encuentren bajo las siguientes condiciones: altas tasas de producción, alto índice de productividad, baja presión de fondo, alta relación agua – petróleo, y baja relación gas – líquido (RGL). En caso de alta RGL, se puede emplear este método utilizando un separador de gas.

Equipo de bombeo electosumergible

FUNCIONAMIENTO

El BES tiene como función levantar el fluido desde el yacimiento hasta la superficie, a través de fuerzas centrifugas que se originan en un equipo rotatorio que incluye un impulsor unido a un difusor, un eje, lo cual permite que el fluido ascienda a través de las etapas de los impulsores y llegue a la presión requerida hasta la estación recolectora.

El sistema BES posee una bomba de subsuelo que no es más que una turbo maquina combinada (radial-axial) que se acciona a través de un motor eléctrico instalado en el fondo. La electricidad es suministrada al motor a través de un cable el cual está especialmente diseñado para resistir las rigurosas condiciones de generación presentes dentro del pozo. Este sistema posee dispositivos para garantizar el enfriamiento apropiado del motor, sellos para que no exista contaminación y además permiten la expansión térmica que experimenta el aceite interno del motor.

Este sistema de producción se caracteriza por su capacidad de producir volúmenes considerables de fluidos desde grandes profundidades. El rango de capacidad de los equipos varía desde 200 – 60000 BPD y con profundidades de bombeo de hasta 15000 pies.

El BES se ve afectado en su funcionamiento por ciertas características del pozo como son: altas relaciones gas-petróleo, altas temperaturas presencia de arena en los fluidos producidos y medio ambiente de operación agresivo.

Una unidad típica de bombeo electro sumergible está constituida por un equipo de subsuelo, el cual cuenta con: motor eléctrico, bomba electro sumergible, cable de potencia, sellos, separador de gas y un sensor de fondo para temperatura y presión. Además el BES también cuenta con un equipo de superficie, el cual está constituido por: transformadores, variador de frecuencia, caja de venteo y cabezal de descarga. La integración de estos componentes es indispensable para un óptimo funcionamiento del sistema BES, ya que cada uno ejecuta una función esencial para obtener las condiciones de operación deseadas.

c) Bombeo de Cavidad Progresiva

Las bombas de Cavidad Progresiva son máquinas rotativas de desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastómero generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor – reductor acoplado a las cabillas.

Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas o sólidos en suspensión, así como también son ideales para manejar crudos pesados y extrapesados.

Los componentes básicos de un sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva incluyen:

Equipos de superficie

a) Movimiento primario (motor): su función principal es la de proveer la energía necesaria para mover el equipo de superficie, y por ende la sarta de cabillas y la bomba.

b) Equipo de transmisión de potencia: a través de un conjunto de poleas, cadenas y un sistema hidráulico, se encarga de transmitirle potencia al motor.

c) Cabezal giratorio: su función principal es la de soportar el peso de la sarta de cabillas. Además, evita que ésta última retroceda cuando el sistema se apaga. También se puede incluir dentro de este grupo el Prensaestopas y la Barra Pulida.

Equipos de subsuelo

En este grupo de componentes se encuentran la bomba de subsuelo, el ancla de gas, el ancla anti torque y la sarta de cabillas.

La bomba de subsuelo consiste de un rotor helicoidal singular que rota alrededor de un mismo eje, dentro de un estator helicoidal doble de mismo diámetro “menor” y del doble de longitud “pitch” . El rotor y el estator forman una serie de cavidades selladas a lo largo de una misma dirección, que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba.

El desplazamiento de una bomba de Cavidad Progresiva además de ser función de la velocidad de rotación, es directamente proporcional a tres constantes: el diámetro de la sección transversal del rotor, la excentricidad (o radio de la hélice) y la longitud “pitch” de la hélice del estator. El desplazamiento por revolución puede variar con el tamaño del área de la cavidad.

Estator de la bomba

Con respecto al elastómero del estator, actualmente existen tres componentes en el mercado para Bombas de Cavidad Progresiva 4, todos estos componentes son formulados a partir de la goma de nitrilo.

Los componentes y algunas de sus aplicaciones se muestran a continuación:

1. (ACN) Nitrilo con concentración media de Acrilonitrilo. Este tipo de elastómero puede ser aplicado en crudos de gravedades API menores a 28 grados, con altos cortes de agua. Asimismo, el material posee excelentes propiedades mecánicas, teniendo como límite de temperatura de aplicación 200 grados Fahrenheit. 
2. (ACN) Nitrilo de alta concentración de Acrilonitrilo. Este material posee alta resistencia a la presencia de aromáticos. Puede ser aplicado en crudos con gravedad entre 28 y 38 grados API. El material soporta temperaturas de hasta 225 grados Fahrenheit. 
3. (HSN) Nitrilo altamente saturado y de alta concentración de Acrilonitrilo. Este tipo de material no aplica ante la presencia de aromáticos. Sus propiedades mecánicas son excelentes y soportan temperaturas hasta 275 grados Fahrenheit. 

Este Método de Levantamiento Artificial es aplicable a crudos de mediana y baja gravedad API, además de que puede manejar cortes de agua y contenido de sólidos en suspensión relativamente altos.

Funcionamiento del sistema BCP

El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un método de levantamiento artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo.

Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero vulcanizado.

La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su descarga.

El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de producción con un empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque debe ser lo suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de la bomba sin presentar restricción de ningún tipo, y lo suficientemente pequeño como para no permitir el paso libre de los acoples de la extensión del rotor.

El rotor va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o intermedio, las varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie hasta la cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas.

Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo es de desplazamiento positivo.

La instalación de superficie está compuesta por un cabezal de rotación, que está conformado, por el sistema de trasmisión y el sistema de frenado. Estos sistemas proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento al a bomba de cavidades progresivas.

Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema de anclaje, que debe impedir el movimiento rotativo del equipo ya que, de lo contrario, no existirá acción de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la torsión máxima que puede soportar este mecanismo a fin de evitar daños innecesarios y mala operación del sistema.

El niple de asentamiento o zapato, en el que va instalado y asegurado al sistema de anclaje, se conecta a la tubería de producción permanentemente con lo cual es posible asentar y desasentar la bomba tantas veces como sea necesario.

Proceso de transferencia de calor

La transferencia de calor es una interacción entre fluidos o materiales a consecuencia de un gradiente de temperaturas entre ellos. Esta interacción ocurre mediante tres mecanismos diferentes, a saber: Conducción, radiación, y convección. Estrictamente hablando, solamente los primeros mecanismos pueden clasificar como operaciones de transferencia de calor, porque dependen solamente de la existencia de un gradiente de temperatura. Sólo se produce transferencia de calor cuando existe diferencia de temperatura, y toda transferencia cesa cuando las temperaturas se igualan.


Existen dos tipos generales de procesos; a saber: 1) Sin cambio de fase, conocida también como calor sensible y 2) con cambio de fase. El proceso sin cambio de fase, involucra operaciones de calentamiento y enfriamiento de fluidos donde la trasferencia de calor resulta solamente en cambios de temperatura; mientras que en el cambio de fase, la operación se traduce en una conversión de líquido a vapor o de vapor a líquido; es decir, vaporización o condensación. Muchas aplicaciones involucran ambos tipos de procesos.

A continuación los mecanismos de transferencia de calor:

Conducción

Es un mecanismo de transferencia de energía térmica entre dos sistemas, basado en el contacto directo de sus partículas sin flujo neto de materia y que tiende a igualar la temperatura dentro de un cuerpo y entre diferentes cuerpos en contactos por medio de ondas.

Convección
Es una de las tres formas de transferencia de calor y se caracteriza porque esta se produce a través del desplazamiento de partículas entre regiones con diferentes temperaturas. La convección se produce únicamente en materiales fluidos.

Radiación

El fenómeno de la radiación consiste en la propagación de energía en forma de ondas electromagnéticas o partículas subatómicas a través del vacío o de un medio material.

La radiación presenta una diferencia fundamental respecto a la conducción y la convección: las sustancias que intercambian calor no tienen que estar en contacto, sino que pueden estar separadas por un vacío.

Calentadores

Equipo principal existente en las Estaciones de Flujo, que genera energía calorífica (BTU) para calentar las tuberías o serpentines por donde fluye petróleo, para elevar y/o mantener su temperatura.

Un calentador es un intercambiador de calor que aumenta la temperatura de una corriente de fluido, sin que normalmente ocurra un cambio de fase. Como fuente de calor puede utilizarse una corriente de servicio, tal como vapor de agua, aceite caliente, etc.

La función principal de un calentador es proveer cantidades específicas de calor, con el fin de calentar un fluido. El calentador debe ser capaz de ejecutar esa actividad sin producir sobrecalentamiento de sus componentes y del fluido. El diámetro del calentador se define en término de su diseño, de su capacidad de absorción de calor o de su rendimiento.

Beneficio de los calentadores 

• Modifica de la tensión interfacial, que hay entre las moléculas de petróleo y agua facilitando el proceso de decantación o separación. 
• Reduce la viscosidad del crudo para facilitar su movilidad. 
• Reduce el consumo de productos químicos en el tratamiento de emulsiones. 

Esquema de producción mediante calentamiento

En la siguiente figura se muestra el proceso esquemático que seguirán los fluidos en el método definido como calentamiento.

Esquema de producción de Crudo por calentamiento

En este caso, los pozos estimulados por vapor producen el crudo a una temperatura mínima suficiente para lograr llevarlo desde el fondo del pozo hasta las estaciones de flujo en donde la mezcla multifásica crudo-agua-gas es sometida a un proceso de separación, a fin de despojar al crudo del gas. El crudo con agua es recalentado en hornos ubicados en la estación de flujo, y bombeado a través del sistema de oleoductos hasta la Estación Central de Deshidratación.

En la sección de deshidratación de la estación central se separan el crudo y el agua. En este caso, también se requiere diluente para deshidratar, por lo que éste se añade, se recupera y se recircula a nivel de planta con su eventual reposición. El agua de formación se envía a una planta centralizada de tratamiento de afluentes para su posterior disposición.

La necesidad de diluir para deshidratar puede evidenciarse en la figura siguiente donde se muestra que para crudos menores de 12 °API, la diferencia de densidad entre el agua y el crudo no es suficiente, lo cual dificulta la separación.

Variación de viscosidad Vs. Temperatura.

Limitaciones del sistema

El calentamiento del crudo pesado para su manejo en el campo es un esquema poco flexible, ya que, un paro prolongado del bombeo ocasionaría enfriamiento del crudo aumentando como consecuencia su viscosidad, y si ésta llega a niveles altos, el rearranque puede ser muy dificultoso.

• El mantenimiento de hornos y calentadores ocasiona gastos operacionales adicionales, además del consumo de gas.
• Es necesario acondicionar las instalaciones para soportar temperaturas.
• En el caso de bombeo en caliente a través de oleoductos, debe determinarse, además, de la capacidad máxima de bombeo, la capacidad mínima, ya que el comportamiento del sistema es como se muestra en la figura siguiente.

Ventajas del sistema de calentamiento

• Instalaciones de menor tamaño que en el caso de dilución.
• Se eliminan los gastos de transporte y almacenamiento del diluente hacia las unidades de producción.
• El gas usado como combustible para los hornos es más económico que el diluente.

Diluente: Es una sustancia que se utiliza para disminuir la concentración o la viscosidad de un cuerpo sólido o espeso y así lograr mayor fluidez.

Dilución de Crudo Pesado y Extrapesado

La dilución de crudos extrapesados es un proceso mediante el cual se mezcla un crudo extrapesado (flujo primario) con otro fluido menos viscoso, el cual recibe el nombre de diluente. Esto permite obtener una mezcla con una viscosidad intermedia entre la del fluido primario y la del diluente. El fluido primario puede ser, por ejemplo, un crudo extrapesado que fluye del yacimiento al pozo y que generalmente posee viscosidades apreciablemente altas. El diluente puede ser un crudo liviano o un crudo mediano. También se puede usar como diluentes fluidos como gasóleos, kerosén, nafta y otros.

La nafta es una mezcla de hidrocarburos que se encuentran refinados parcialmente, obtenidos en la parte superior de la torre de destilación atmosférica.

Principales Razones para el Uso de Diluente en la Producción, Recolección y Transporte de Crudos Extrapesados:

Una de las principales razones para usar diluente, es obtener una mezcla con una viscosidad que permita su bombeo desde la formación (yacimiento) hasta la superficie y que también pueda ser bombeable a través de líneas de superficie, equipos de tratamiento y oleoductos.

Al diluir el crudo se logra:

• Reducir el consumo de energía eléctrica.
• Mejorar el desplazamiento de fluidez en la línea de producción.
• Efectos de la inyección de diluente

La inyección de diluente influye de distintas maneras en el comportamiento del pozo dependiendo del lugar en el que se realice.

En superficie

• Se mejora el desplazamiento del fluido a través de las líneas de flujo, reduciendo pérdidas por fricción al aumentar la gravedad API y disminuir la viscosidad. 
• Facilita la posterior deshidratación de la mezcla y separación del gas. 
• El aumento de la movilidad en la línea de producción ocasiona una reducción en la presión de cabezal, disminuyendo la presión que tiene que vencer la bomba al nivel de cabezal. 

En subsuelo

• La mezcla crudo-diluente es mejor, lo que incrementa la movilidad del fluido optimizando el trabajo. 
• Mecanismo de levantamiento implementado. 
• Reduce las pérdidas por fricción a través de la tubería eductora. 

El crudo diluido, proveniente del área de producción pasa por los siguientes equipos:

1. Bombas de alimentación de crudo diluido: se encargan de transferir el crudo diluido de los tanques y descargarlo en los intercambiadores de calor que conforman el tren de precalentamiento. Estas bombas son de tipo centrífugas de gran capacidad, debido a que manejan un caudal de 715 m3/h cada una. En operación normal, tres de estas bombas están activas y una permanece de respaldo.
2. Tren de precalentamiento de crudo diluido: aumenta la temperatura de carga del crudo, aprovechando los diferentes niveles de energía de todos los productos provenientes de las unidades de destilación atmosférica y de vacío. Este tren inicia sus funciones a través de unos intercambiadores de calor tipo tubo y carcasa que calientan el crudo a la temperatura que requieren los desaladores (160°C).
3. Desaladores de crudo: su propósito es remover la sal, agua y otras impurezas como limo, barro, óxido de hierro, arena y carbón del crudo, debido a que pueden causar corrosión severa, daño por incrustaciones, taponamiento de intercambiadores y pueden actuar como catalizadores para la formación de coque en las tuberías de los hornos.
4. Torre pre flash: se encarga de extraer el agua que no se pudo remover en los desaladores. Esta torre no se encontraba en el diseño original, pero fue necesaria su instalación por las deficiencias obtenidas en el crudo y productos. Se encuentra operativa desde el 2005.
5. Tren de precalentamiento de crudo desalado: su función es calentar el crudo desalado hasta la temperatura requerida a la entrada de los hornos atmosféricos, aprovechando los diferentes niveles de energía que tienen los compuestos que salen de la columna de destilación atmosférica y destilación al vacío.
6. Hornos de crudo: son utilizados para incrementar la temperatura del crudo desalado antes de que éste entre en la columna de destilación atmosférica. Así se favorece que las fracciones livianas se vaporicen y se permita la destilación atmosférica correcta.
7. Columna de destilación de crudo: el crudo calentado ingresa a la columna de destilación atmosférica por el plato de alimentación para ser separado en diferentes fracciones y de esta forma obtener los cortes de producto requerido (gas de tope atmosférico, nafta, gasóleo y residuo atmosférico). 

La nafta que se retira de la torre pasa por el primer tren de precalentamiento, a través de los intercambiadores de calor, para ceder calor y precalentar el crudo. Al salir la nafta de los intercambiadores pasa al enfriador de aire, disminuyendo aún más su temperatura, y luego se separa en tres corrientes: diluente de reciclo al almacenaje, retorno de nafta de reciclo y nafta de purga.

El diluente de reciclo fluye a través de los enfriadores de nafta de reciclo para enfriamiento final (55°C). El flujo de diluente de reciclo al almacenaje es controlado y ajustado por control de nivel. El diluente de reciclo se envía entonces al almacenaje. El reciclo de nafta pasa a través de los filtros de reciclo de nafta y de vuelta a la columna de crudo. La nafta se rocía sobre la sección de reciclo superior de la columna, manteniendo el perfil de temperatura en la misma. La nafta de purga se combina con una pequeña parte de purga de reflujo y es enfriada hasta 49°C. Esta corriente de nafta fluye a la unidad de recuperación de gas.

Diagrama del proceso de producción para la inyección de diluente

El flujo monofásico ocurre cuando la presión dinámica de fondo de los fluidos de reservorio está por encima de la presión del punto de burbuja a la temperatura del reservorio. Durante la depleción del reservorio, la presión de este continúa cayendo, y puede mantenerse por la inyección de fluidos en una recuperación asistida. Como consecuencia, durante la depleción la presión dinámica cae por debajo del punto de burbuja, por lo que ocurre una liberación del gas originalmente disuelto en el petróleo, formándose así el flujo bifásico.

A través del tramo vertical el flujo será bifásico y continuará de la misma manera hasta llegar a los separadores, en donde el flujo vuelve a ser monofásico.

Es importante mencionar que para crudos pesados la liberación del gas se observara una vez alcanzado el punto de pseudo-burbuja.

Emulsiones 

Las emulsiones son sistemas dispersos constituidos por dos líquidos inmiscibles en los cuales la fase en suspensión (fase interna o dispersa) se encuentra en forma de pequeñas gotas contenida en la fase externa (fase continua o dispersante). La estructura de las emulsiones está estabilizada por un agente surfactante llamado emulsionante. Por definición, una emulsión es un sistema termodinámicamente inestable y tarde o temprano debe separarse en sus dos fases. En la mayoría de los casos en los cuales se hace una emulsión con dos líquidos inmiscibles, uno de los líquidos es una fase acuosa, referida como “W” (water), y el otro una fase de aceite u orgánica, referida como “O” (oil). En una emulsión de crudo y agua, la fase dispersa puede ser cualquiera de los dos dependiendo de las características que presente el agente emulsionante.

Clasificación de las emulsiones 

Según la naturaleza de la fase dispersa, se pueden distinguir los siguientes tipos de emulsiones:

1. Emulsiones de aceite en agua (O/W): emulsión que contiene gotas de aceite dispersadas en agua. Esta es la emulsión normal para todas las aplicaciones con excepción de la producción del petróleo, en la cual se denomina emulsión inversa. 
2. Emulsiones de agua en aceite (W/O): emulsión que contiene gotas de agua dispersadas en aceite. Esta es la emulsión normal para los petroleros e inversa para las demás aplicaciones. 
3. Emulsiones múltiples (W/O/W u O/W/O): emulsión que contiene una porción de la fase externa dispersada en forma de pequeñísimas gotas dentro de las gotas de la fase interna. 

FORMACIÓN DE LAS EMULSIONES.

Existen tres (3) condiciones necesarias para la formación de una emulsión estable, es decir, una emulsión que no se romperá sin alguna forma de tratamiento:

1. Los fluidos deben ser inmiscibles, como lo son el petróleo y el agua. El agua y el petróleo coexisten como dos fluidos distintos y entre ellos existe una mutua insolubilidad. Las solubilidades de los hidrocarburos son bajas, pero varía desde 0,0022 ppm para el tetradecano hasta 1760 ppm para benceno en el agua, mientras que la solubilidad del agua se incrementa en compuestos con la presencia de dobles enlaces carbono-carbono tales como, alquenos, dialquenos y aromáticos y decrece con el peso molecular de los hidrocarburos. 
2. Debe de haber suficiente agitación para dispersar un líquido en forma de gotas en el otro. Las emulsiones no se forman espontáneamente, por lo tanto, hay que generar cierto trabajo en el sistema. Este trabajo es generado por la turbulencia o agitación que ocurre en el movimiento de los fluidos, ya que el golpeteo dispersa una de las fases en muchas gotas pequeñas. A mayor cantidad de agitación, más pequeñas serán las gotas que se dispersarán en la fase continua. 
3. Debe de haber un agente emulsionante presente. El agente emulsionante es algún compuesto orgánico o inorgánico que se encuentra presente en el petróleo crudo y que estabiliza la fase dispersa al formar una membrana o película elástica y fuerte que envuelve la superficie de las gotas. Esta membrana es gruesa y puede ser fácilmente visible en un microscopio. Su presencia hace difícil la coalescencia de las gotas. Cuando estas chocan entre sí, la elasticidad de la membrana actúa como pelota elástica o algunas veces se rompe formando partículas más pequeñas. Aunque esta acción repelente puede ser causada por las cargas de las gotas, se ha comprobado que es debido, más que todo, a las propiedades elásticas de la membrana protectora que se forma por la acción del agente emulsionante. ELtípico emulsificador es un agente activo de superficie o surfactante. Las moléculas del surfactante son anfipáticas, es decir, una parte de su molécula es hidrofílica o soluble en agua y la otra es lipofílica o soluble en petróleo. Las moléculas de surfactantes se alinean ellas mismas en la interfase polar hidrofílica y en la no polar hidrofóbica. 

ESTACIÓN DE FLUJO

Una estación de flujo es donde se realizan el tratamiento del crudo que viene de las áreas o campos de explotación, para su posterior traslado a la estación de descarga más cercana y de allí al patio de tanque principal de recepción y bombeo de crudo.

El concepto moderno de una estación se refiere al conjunto de equipos inter- relacionados para recibir, separar, almacenar temporalmente y bombear los fluidos provenientes de los pozos ubicados en su vecindad.

Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde los pozos hasta las estaciones:
El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación a la estación es impulsarlo a través de un sistema de tuberías.

TIPOS DE ESTACIONES DE FLUJO

Existen dos tipos de estaciones de flujo: 

Manual: cuando sus funciones requieren personal de operación durante las 24 horas.
Semiautomáticas: cuando partes de sus funciones se realizan con controles automáticos, exigiendo personal de operación para cumplir con el resto de las mismas.

Proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo

El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se encuentran: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento, deshidratación, almacenamiento y bombeo.

Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en un gran número de estaciones; luego de pasar por estas etapas, los distintos productos pasarán a otros procesos externos a la estación. A continuación se describe cada una de las etapas por las que pasan los fluidos provenientes de los pozos:

Etapa de Recolección

Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de pozos o clusters.

Etapa de Separación

Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido–gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador.

Etapa de Depuración

Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea de líquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o miniplantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.

Etapa de medición de petróleo

El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de cada pozo.

La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el dimensionamiento de las bombas. Algunas de las decisiones más importantes de la compañía están basadas en las los análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la información de la prueba de pozos.

Etapa de Calentamiento

Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va al calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando la separación de la emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente en las estaciones en tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que están costafuera (mar, lago, etc.), y para petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho.

Etapa de Deshidratación del petróleo

Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo y agua es pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la emulsión y extraer las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petróleo es enviado a los tanques de almacenamiento y el agua a los sistemas de tratamiento de efluentes.

Etapa de Almacenamiento del Petróleo
Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo producido por los pozos asociados a las estaciones, este es almacenado en los tanques de almacenamiento después de haber pasado por los procesos de separación y deshidratación y luego, en forma inmediata, es transferido a los patios de tanque para su tratamiento y/o despacho.

Etapa de Bombeo

Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envió a las refinerías o centros de despacho a través de bombas de transferencia.

COMPONENTES BÁSICOS DE UNA ESTACIÓN DE FLUJO

Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son:

• Múltiples o recolectores de entrada. 
• Líneas de flujo. 
• Separadores de petróleo y gas. 
• Calentadores y/o calderas. 
• Tanques. 
• Bombas. 

Generalmente, las estaciones de flujo están diseñadas para cumplir un mismo fin o propósito, por tal razón, los equipos que la conforman son muy similares en cuanto a forma, tamaño y funcionamiento operacional. Sin embargo, las estructura de éstas y la disposición de los equipos varían entre una filial y otra.

patrones y regímenes de flujo de fluidos en tuberias de Ulise Alcala

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