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FACILIDADES DE SUPERFICIE

INTRODUCCION El crudo producido por la Operadoras de Campos Petroleros debe ser entregado limpio (sin contenidos importantes de agua y sedimentos), en las descarga de las Estaciones de Flujo, y por esto debe ser tratado y deshidratado antes de ser entregado a Petrolera Nacional. La deshidratación del crudo sucio y la entrega del crudo limpio a la Petrolera Venezolana son centralizadas en las Estaciones 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. 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. Las tuberías de sección circular son las más frecuentes. El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones de producción petrolera consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres componentes básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior tratamiento de los hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de ellos (petróleo y gas). El proceso de tratamiento en la estación se realiza mediante una serie de subprocesos; entre ellos tenemos separación, deshidratación, almacenamiento bombeo, etc. Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de producción, el cual está formado por uno o varios cabezales de producción y otro de prueba. El cabezal de prueba es utilizado para aislar individualmente la producción de un pozo con el objeto de evaluarlo. Facilidades de producción de superficie Conjunto de equipos mediante los cuales se realizan la separación de los tres o dos fases de un campo de petróleo o de gas y demás se implementan el tratamiento de cada una de las fases para poder comercializar o disponerlas sin alterar el equilibrio del medio ambiente http://www.hidrocarburosbolivia.com/bolivia-mainmenu-117/upstream/71286-elgobierno-boliviano-planea-perforar-86-pozos-de-gas-y-petroleo.html

2. OBJETIVOS 2.1 OBJETIVO GENERAL Explicar las facilidades de superficie en la producción. 2.2 OBJETIVO ESPECIFICO 1. Identificar las facilidades de superficie 2. Describir los componentes y características técnicas de las facilidades de superficie 3.- Explicar las facilidades de superficie en un pozo en particular

3. MARCO TEORICO 3.1 RECOLECCION 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 Batería respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de pozos. Figura 1: proceso de recolección

Fuente: Facilidades de superficie en la industria petrolera.

El proceso de recolección del gas comienza en la boca de pozo, es decir, a la salida de los yacimientos. Estos fluidos llegan juntos al cabezal de los pozos, una vez que los pozos son puestos en producción, los fluidos entran al sistema de control y son sometidos a presiones que van de

altos valores en el

yacimiento hasta valores ambientales en la superficie. En estos casos, se instalará un estrangulador (choke) entre el cabezal del pozo y la línea de flujo para regular la producción de fluidos y controlar la presión a que están sometidos. 

Choques- estranguladores ajustables. El caudal de flujo de casi todos los pozos fluyentes es controlado con un

choque en la cabeza de pozo para controlar el caudal de la producción y asegurar la estabilidad del mismo. El choque, es un instrumento de restricción más comúnmente usado para efectuar una variación de presión o reducción del caudal, este dispositivo normalmente se encuentra a la salida del árbol de surgencia y la línea de descarga. Los choques, consisten en una pieza de metal en forma cilíndrica y alargada con un pequeño orificio para permitir el paso del fluido, también son los dispositivos de restricciones más comúnmente usados para causar una caída de presión o reducir el caudal de flujo. Son capaces de causar grandes caídas de presión: un gas que entra en un choque de 5.000 Psia y salga a 2.000 Psia o menos. Los choques entonces tienen, varias aplicaciones como dispositivos de control en la industria del petróleo y gas. Algunas veces estas aplicaciones pueden ser utilizados para: 

Mantener un caudal de flujo permisible en la cabeza de pozo



Controlar el caudal de la producción



Proteger los equipos de la superficie

Fig. 2 Esquema de un choque

P1 P2

q

d1

d2

Fuente: Análisis de flujo a través de choques

La recolección de los hidrocarburos que fluyen de los pozos productores hasta las facilidades de producción se efectúa conectándolo mediante líneas de flujo a un conjunto de válvulas llamadas manifold, múltiple de distribución o cabezal que recoge la producción de varios pozos o de cada pozo y

válvulas de

retención que impiden el retroceso del fluido en caso de existir una caída de presión brusca. El siguiente destino de los fluidos producidos de los pozos es la separación de flujo, la cual es un conjunto de equipos con el objeto de separar, medir, bombear y/o comprimir dichos fluidos.

Un aspecto importante para el diseño de una facilidad de producción es la ubicación, sobre la cual se instalará, puesto que de ello dependerá su funcionamiento seguro y que principalmente que sirvan para procesar el mayor número de pozos, ofreciendo al mismo tiempo menores resistencias al flujo. Las consideraciones que se deben tomar en cuenta son:

1.

La facilidad de producción debe estar localizada tan cerca del área de producción de los pozos; tomando en cuenta la extensión y dimensión del campo, de acuerdo al estudio geológico; el cual inclusive puede determinar las coordenadas de los futuros pozos a perforar.

2.

Otros factores que afectan en el punto de ubicación de la Facilidad de Producción son:

Drenaje: La ubicación debe tener un buen drenaje; si es posible en todas las direcciones, lejos de las corrientes del agua natural (ríos, lagos, etc.) y en una posición alta con relación a la zona que sufren de inundaciones periódicas. Aireación: Deben tomarse en cuenta la intensidad de los vientos en la zona; si la velocidades de los vientos son demasiado elevadas, la ubicación topográfica no debe ser alta, si es posible elegir una zona de valle; en todo caso debe haber una buena aireación para facilitar los procesos de enfriamiento del equipo. Resistencia del terreno: La zona debe poseer buena resistencia a la compresión, para soportar las cargas en cuanto al peso y vibraciones de los diferentes equipos; en especial se recomienda hacer un estudio de suelo previamente. Expansión: El terreno debe poseer una dimensión considerable, teniendo siempre en cuenta ampliaciones futuras. Fuente de agua: Disponibilidad de agua cercana ya sea a través de corriente de agua o perforaciones de pozos. Las principales funciones de estas estaciones o facilidades son: a) Recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área. b) Separa la fase liquida y gaseosa del fluido Multifásico proveniente de los pozos. c) Medir la producción de petróleo, agua y gas de cada pozo productor. d) Proporcionarle al petróleo un sitio de almacenamiento provisional e) Bombear el petróleo a la terminal de almacenaje f) Comprimir el gas natural g) Iniciar el proceso de gas natural

Fig.3 Perfil de presiones del sistema de producción FONDO DEL

LIMITE DE

SEPARADOR

CABEZA Y

P

PRESIO

Pwf

P

PS

r

rw YACIMIENTO

TUBERIA DE

LINEA DE FLUJO

Fuente: Flujo Multifásico en la industria petrolera, 1996, Venezuela PDVSA

Para lograr cumplir con estas funciones, las estaciones de flujo cuentan con los siguientes equipos básicos: a) Líneas de flujo (línea de recolección): Tubería que transporta el fluido desde el cabezal de pozo hasta el múltiple de producción.

b) Múltiple de producción: Conjunto de válvulas y tuberías donde llegan las líneas de flujo provenientes de los pozos, recolectando de esta forma los fluidos producidos. Cada tubería de flujo está conectada al múltiple por una válvula de control de flujo. También posee una válvula para tomar muestras de crudo y una de retención. El múltiple permite desviar la producción de un pozo hacia el separador de prueba, y de esta manera poder determinar el caudal del líquido y de gas que está asociado a dicho pozo.

c) Válvula multipuerto (VMP): Consiste en un cuerpo solido con entradas 2 salidas, donde una de las salidas es para la producción y la otra para la prueba. Con esta configuración se puede recibir hasta varias líneas de flujo de pozos relativamente cercanos, y poder tenerlos fluyendo simultáneamente por el cabezal de producción, manteniendo libre la línea de prueba. De esta manera conectada y usando su sistema de selección y posicionamiento, se puede alinear individualmente cada una de las entradas con la salida de prueba, mientras que las otras entradas combinan su flujo por la salida de producción. d) Separador: La función fundamental es separar el componente deseado del fluido (crudo, gas, agua y contaminantes) procedente del múltiple de recolección, lo más completo posible.

e) Depurador de gas: La función de un depurador de gas es remover pequeñas cantidades de líquido de una mezcla gaseosa. Su diseño se fundamenta en la primera sección de separación, donde predominan elementos de impacto para remover partículas líquidas. El líquido puede estar íntimamente mezclado con el gas o en forma libre.

f) Tanques de estabilización de crudo: Son recipientes diseñados para almacenar los productos de alta volatilidad que no pueden ser almacenados en tanques de alta presión atmosférica. Los tanques para almacenamiento de crudo pueden ser construidos en dos estilos básicos techo cónico y techo flotante.

g) Medidores de flujo: La medición del volumen de gas es bien complicada debido a que debe ser determinado durante su flujo a través de la línea. Para ello existen varios métodos y el más usado es el medidor de placa orificio.

h) Bombas y/o compresores: Son equipos que trasfieren energía a un líquido y/o gas para que fluya a través de ductos o canales.

Fig.4 Esquema general de llegada

Fuente: Internet Esquemas de recolección

Individual Cada pozo tiene línea de flujo individual hasta la estación de recolección y en el múltiple se dirige el flujo al colector correspondiente. FIG.5 Esquema de recolección individual (pozo- planta)

Fuente: Esquemas de recolección, PDVSA, Venezuela

Colectores Existen líneas colectoras que reciben los flujos de los pozos a lo largo del trazado y llegan directamente a los separadores de la estación.

FIG.6 Esquema de recolección con colectores (pozos-colector-planta)

Fuente: Sistemas de recolección PDVSA, Venezuela Combinados en este caso, existen líneas de flujo de algunos pozos que llegan directamente a la estación y otro se dirigen a colectores. 3.1.1. LINEAS DE FLUJO (DESDE EL POZO HASTA LA BATERIA) Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde el cabezal de un pozo hasta el múltiple de producción de su correspondiente estación de flujo. Las líneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en forma bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergencia denominado múltiple. Cada múltiple está conformado por: secciones tubulares, cuya capacidad y tamaño dependen del número de secciones tubulares. Son fabricados en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones de flujo del sistema. En el diseño de las líneas de flujo se calculan principalmente lo siguiente: • La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula usando modelos multifásicos. • Los espesores óptimos del tipo de material a usar considerando las presiones de trabajo. • Los sistemas de limpieza y de mantenimiento. • Los sistemas de protección. • Los sistemas de anclaje.

Una estación de flujo la podemos definir como un conjunto de equipos interrelacionados para recibir, medir, almacenar temporalmente y bombear los fluidos provenientes de los pozos ubicados en sus alrededores. FIG.8 ESTACION DE FLUJO

FUENTE: INTERNET

En una estación de flujo la recolección de la producción de crudo multifasico (Crudo, liquido, gas asociado, agua y sedimentos), que se encuentran en varios yacimientos, es transportada mediante la conexión de líneas de flujo desde los pozos productores hasta los cabezales de producción o múltiples de instalados en la estación, estos múltiples poseen dos cabezales uno llamado cabezal de producción donde converge el crudo a una presión promedio de 70 Psi. Este cabezal de producción está conectado a un separador general (de alta o baja presión) en donde ocurre la separación de gas líquido, él líquido que se extrae y que sale por el fondo del separador es enviado hacia los tanques de almacenamiento temporal donde se lleva a cabo la separación de agua y crudo. Dependiendo del nivel de los tanques se produce automáticamente el arranque de un grupo de bombas reciprocantes colocadas en paralelo, desde donde es succionado y enviado él líquido el cual eleva la presión del crudo

permitiéndole llegar al sistema de recolección de crudos (líneas de bombeo) correspondiente y de allí seguir hacia los patios de tanque en tierra. Por otra parte el gas que sale por el tope de los separadores y va al depurador, donde deja los residuos de crudo que pudo haber quedado en la separación, después de que el gas es obligado a pasar por un filtro Demister (Desnebulizador), el gas limpio el cual debe de estar lo suficientemente libre de líquidos es enviado por las tuberías a los sistemas de recolección de gas, y luego hacia las plantas compresora o miniplantas. El gas luego de ser comprimido es utilizado para incrementar presión en los yacimientos, así como también es utilizado para el levantamiento artificial de (crudo) o “gas lift”. Parte de este mismo gas a alta presión es enviado a refinerías y plantas eléctricas para ser usado como materia prima o combustible, así también para uso industrial y doméstico. El segundo cabezal es exclusivo para la ejecución de pruebas de pozos el cual está conectado a un separador de prueba; aquí se produce la separación de crudo – gas, además de llevar el conteo de crudo y gas por día, en donde son medidos por instrumentos especiales que permiten cuantificar el volumen de líquido que se maneja durante un periodo preestablecido. Corresponde a la tubería que transporta los fluidos desde el pozo hasta la facilidad de producción, el objetivo principal es que llegue de cada pozo al colector y luego a sistemas de tratamiento, separadores, tanques, etc. Estas tuberías pueden ser:    

Hierro fundido sin revestir Hierro galvanizado Acero al Carbono Fibra de vidrio

1.- Longitud.- la longitud de la línea de flujo para un pozo productor hasta la batería está en función de los siguientes parámetros: 

Localización de batería o facilidad



Espaciamiento entre pozos



Características de los fluidos



Número de baterías del campo

2.- Diámetro.- diseño basado en el flujo Multifásico o monofásico horizontal. Por lo general los diámetro de las tubería utilizadas en Bolivia son de 2” y 2.1/2” para transportar petróleo y de 2” hasta 3” para transportar gas desde los pozos hacia las instalaciones de producción. 3.-

Tipos de líneas de flujo.- se pueden construir dos tipos de líneas:

individuales o colectores. Factores de diseño de líneas de recolección Muchos factores influyen en el diseño de líneas de transporte de larga distancia, incluyendo la naturaleza del fluido y el volumen, la longitud de la tubería, tipo de terreno a ser atravesado y restricciones de medio ambiente. Para obtener óptimos resultados son necesarios estudios de ingeniería para decidir cuál será del diámetro de la tubería, tipo de material, requerimientos de potencia de compresión o bombeo y la ruta que seguirá la línea. Los factores más importantes son: 

Propiedades de los fluidos



Condiciones de diseño



Material



Protección



Impacto medio ambiental



Construcción

3.1.2. MANIFOLD O (COLECTOR) Es el conjunto de conexiones y válvulas que permitirán manejar en forma individual y/o conjunta el flujo que ingresa en la batería. Se compone de dos o tres líneas de válvulas, según la cantidad de destinos adicionales que se utilicen, de tal manera que el ingreso de un pozo se dirija a la línea general o a otra línea que va al sistema de control individual. El Colector – Distribuidor se conoce también con el nombre del inglés “manifold” cuyos objetivos son: a) Centralizar en un solo lugar el control de los pozos b) Distribuir los pozos a los diferentes separadores según el pozo este Siendo medido c) Enviar la producción de los demás pozos al separador general o a los Separadores de grupo

FIG: 9 LOS MANIFOLDS

Fuente: La operación de los colectores o manifold, por lo sencillo y rutinario, presenta muchas veces problemas pues si se comete un error y quedan las válvulas cerradas se producirá una rotura y la contaminación consecuente. Por lo tanto es una de las tareas en las que se recomienda muy especialmente que una vez concluida se revise el circuito del flujo para comprobar la certeza de la maniobra. En todos los casos, la apertura y cierre de válvulas debe practicarse en forma simultánea con la tendencia de cerrar y luego abrir y además no debe operarse en forma brusca, sobre todo donde se manejan importantes cantidades de gas. Una válvula de retención asegurará que no retorne el líquido en caso de una rotura y depresión de la línea, y a continuación se encontrarán una línea general y una o dos de control. Fig.: 10 El siguiente esquema ilustra un Colector o manifold Tipo.

Fuente: Los Manifolds de producción se pueden diseñar según ANSI y API para varias clases de presión y distintos tamaños de tubería. Estranguladores “Chokes” se pueden incluir para reducir la presión la cual puede ser fija o ajustable, manual o automáticamente.

Fig:11 Múltiple de Recolección

Línea de Prueba

Línea de General

Fuente: Sistemas de recolección PDVSA, Venezuela Compuesto de Líneas y Válvulas. Línea General: Tubo de mayor diámetro (8 -10 in) en el cual se recolecta la producción de los pozos que llega a la E.F; Cuando existen dos etapas de separación se considera la presión de trabajo (alta 100 – 200 psia) y baja (0-110 psia). Línea de prueba: Menor diámetro (2 – 6 in) usada para aislar la producción de un pozo y medir su producción individual. Fig.12 Múltiple o colector de campo

Fuente: Internet, camisea

VALVULAS MANUALES

Válvulas de tapón lubricado No tienen asiento de ajuste mecánico y operan de acuerdo a la ley de Pascal por lo que para un funcionamiento adecuado deben estar bien lubricadas con la presión necesaria para que el sello se produzca adecuadamente y el lubricante permita una apertura y cierre liviano. Nunca se debe usar una palanca (GUAPO), para abrir o cerrar la válvula porque si eso ocurre es que no ha sido convenientemente lubricada. Están equipadas con una tuerca grasera que al quitarla permite el alojamiento de un tarugo de grasa sellante que luego se inyecta enroscando el tapón. Tal maniobra se puede efectuar con la válvula en operación porque está equipada con una retención que no permitirá pérdidas. No obstante el servicio de lubricación deberá hacerse con la frecuencia que el fluido que maneje determine y usando una grasera de alta presión con pico de enganche. En el mejor de los casos, es decir cuando por la válvula pasa petróleo liviano con poca agua, se debe lubricar una vez por año, tarea que el Operativo de Producción puede realizar ya sea mediante el uso de graseras externas o con los tarugos empujados por el tapón-tuerca-grasera. Dos tipos de pérdidas se verifican en las válvulas de los colectores: una esla que permite la salida de petróleo al exterior y está dada por falta de lubricación o bien porque la junta del collarín está dañada. y la otra mucho más grave es la que se produce cuando las válvulas no bloquean totalmente el paso del fluido. Para determinar esta pérdida, que en oportunidades se desconoce, se cierra totalmente la línea de control y se verifican por 24 horas los niveles en el tanque receptor o bien en las lecturas del separador. Si acusa entrada y se desea individualizar el lugar preciso, se instalan tapas ciegas hasta que desaparezca la entrada de líquido. Es necesario tener en cuenta que cualquier tipo de falta de bloqueo, enmascarará la lectura del volumen en los controles de los pozos, generando información falsa.

Fig: 13 valvulas

Fuente:

Fig: 14 válvulas de tapón

Fuente :

Válvulas de retención Como su nombre lo indica, permite el paso de fluido en una sola dirección, señalada en el cuerpo con una flecha; y su función será impedir el retorno en caso de una rotura de línea u otra situación que provoque la disminución de presión en la línea, por debajo de la que tiene el colector. Las fallas que se pudieran presentar pueden localizarse en el O ‘ring o el asiento de la charnela. La siguiente figura nos muestra un tipo de válvula muy utilizado, aunque se pueden encontrar de distintos modelos. Fig:15 válvula de retención

Fuente: Válvulas Esclusa En oportunidad de seleccionar la válvula necesaria para utilizar en determinada instalación, nueva o de reemplazo, se deben tener en cuenta las prestaciones de la misma, la calidad del fluido que se maneja y la rigurosidad de su operación. Una tarea de calidad requiere de la selección de los elementos adecuados según la finalidad, comprometida con la eficiencia, la seguridad y la economía. Este tipo de válvulas se considera de cierre o apertura total, no siendo las más convenientes para mantener un flujo parcial por el daño producido a los asientos. Colabora con el criterio de selección, la variedad de fabricantes y modelos que existen en el mercado. Tal variedad no debe confundir el concepto de estandarización que debe predominar, para no componer una instalación con

más modelos o tipos de válvulas de los necesarios, complicando el mantenimiento y generando una alta asistencia de repuestos en los almacenes. Fig.: 16 válvula exclusa

Fuente:

Válvulas esféricas Con el mejoramiento de las condiciones de resistencia de los materiales sintéticos y la mejor aplicación de ellos como elementos sellantes de fricción, las válvulas esféricas se han desarrollado mejorando sensiblemente su rendimiento y resistencia a altas presiones. Es sencilla y tiene pocos componentes. Todas las marcas usan el mismo principio, por lo que describiremos una las más completas. Este tipo de válvula se utiliza totalmente cerrada o abierta, no es recomendable su uso como elemento de restricción de pasaje para ningún fluido. La siguiente figura ejemplifica el corte de una válvula esférica de extremos bridados

Figura: 17 válvula esférica

Fuente : Válvulas de aguja A diferencia de las anteriores, estas válvulas tienen paso restringido y se usan en manejos de pequeños caudales o simplemente para regular transmisión de presiones, dado que la principal condición es la regulación fina proporcional, y con ella, se atenúan las diferentes pulsaciones hidráulicas que dañan sistemas de control e instrumentos. En la siguiente figura se muestra una válvula de aguja que se fabrica en ¼’’; 3/8” y ½”. Fig:18 válvula aguja

Fuente:

Válvulas Combinadas En algunas instalaciones se puede encontrar, válvulas de operación manual como alternativa de un sistema automático de funcionamiento, impulsada por un motor de operación neumático. El esquema en corte dela siguiente figura, representa un ejemplo de esta alternativa. Fig.: 19 válvulas combinadas

Fuente: 3.1.2. BATERIA Una batería es el lugar 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 proceso de tratamiento en la batería se realiza mediante una serie de subprocesos; entre ellos tenemos separación, deshidratación, almacenamiento bombeo, etc. Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de producción, el cual está formado por uno o varios cabezales de producción y otro de prueba. El cabezal de prueba es utilizado para aislar individualmente la producción de un pozo con el objeto de evaluarlo.

LOCALIZACION DE LA BATERIAS DE PRODUCCION     

Facilidad de acceso y costo de transporte Cercanía de pozos Actuales para perforar Disponibilidad de agua Facilidad para eliminación de desechos sin contaminar Lejanía de sitios redenciales Fig:20 batería de producción

Fuente:

COMPONENTES DE LA BATERIA Todas las Baterías para realizar sus funciones, necesitan la interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son: •

Líneas de flujo.

•

Múltiples o recolectores de entrada.

•

Separadores de petróleo y gas.

•

Calentadores y/o calderas.

•

Tanques.

•

Bombas.

Fig.: 21instalacion de producción

Fuente: 3.2 TRATAMIENTO El Tratamiento de aguas es el conjunto de operaciones unitarias de tipo físico, químico o biológico cuya finalidad es la eliminación o reducción de la contaminación o las características no deseables de las aguas, bien sean naturales, de abastecimiento, de proceso o residuales La finalidad de estas operaciones es obtener unas aguas con las características adecuadas al uso que se les vaya a dar, por lo que la combinación y naturaleza exacta de los procesos varía en función tanto de las propiedades de las aguas de partida como de su destino final. Con los tratamientos de aguas se pretende disminuir, controlar o eliminar aquellos elementos que alteran las condiciones originales del agua. Esto permitirá volverlas potables o reusables, con lo que se evitará el desperdicio o tenerlas que extraer o traer nuevamente para ser utilizadas en el hogar o la industria petrolera.

Fig.: 22 tratamiento de aguas

Fuente:

En la actualidad todas las emisiones de aguas contaminantes de la industria, deben ser tratadas y además en la mayoría de las grandes ciudades sus aguas residuales son tratadas en enormes plantas de tratamiento. El tratamiento de aguas nos permite el mayor aprovechamiento y aprovisionamiento del agua, ya sea para necesidades domésticas, industriales o de riego. Los olores y sabores desagradables del agua se eliminan por oxigenación. Las bacterias se destruyen añadiendo unas pocas partes por millón de cloro, y el sabor del cloro se elimina con sulfito de sodio. La dureza excesiva del agua, que la hace inservible para muchos usos industriales, se consigue reducir añadiendo cal débil o hidratada, o por un proceso de intercambio iónico, utilizando ceolita como ablandador. La materia orgánica en suspensión, con vida bacteriana, y la materia mineral en suspensión, se eliminan con la adición de agentes floculantes y precipitantes, como alumbre, antes del filtrado. La fluoración artificial del agua para consumo público se lleva a cabo en algunos países para prevenir la caída de los dientes. En este tratamiento, los materiales gruesos son eliminados del caudal contaminado por medio de enrejados o mallas muy gruesas. No se considera como un sistema purificador, sino como la preparación de las aguas contaminadas para ser tratadas. TRATAMIENTO PRIMARIO Las aguas residuales que entran en una depuradora aún contienen materiales que podrían atascar o dañar las bombas y la maquinaria. Estos materiales se eliminan por medio de enrejados o barras verticales, y se queman o se entierran tras ser recogidos manual o mecánicamente. El agua residual pasa a

continuación a través de una trituradora, donde las hojas y otros materiales orgánicos son triturados para facilitar su posterior procesamiento y eliminación. TRATAMIENTO SECUNDARIO Una vez eliminados de un 40 a un 60% de los sólidos en suspensión, el tratamiento secundario reduce la cantidad de materia orgánica en el agua. Por lo general, los procesos microbianos empleados son aeróbicos, es decir, los microorganismos actúan en presencia de oxígeno disuelto. El tratamiento secundario supone, de hecho, emplear y acelerar los procesos naturales de eliminación de los residuos. En presencia de oxígeno, las bacterias aeróbicas convierten la materia orgánica en formas estables, como dióxido de carbono, agua, nitratos y fosfatos, así como otros materiales orgánicos. La producción de materia orgánica nueva es un resultado indirecto de los procesos de tratamiento biológico, y debe eliminarse antes de descargar el agua en el cauce receptor. Hay diversos procesos alternativos para el tratamiento secundario, incluyendo el filtro de goteo, el lodo activado y las lagunas. Si el agua que ha de recibir el vertido requiere un grado de tratamiento mayor que el que puede aportar el proceso secundario, o si el afluente va a reutilizarse, es necesario un tratamiento avanzado de las aguas residuales. TRATAMIENTO TERCIARIO Tratamiento terciario, o de tercera fase, suele emplearse para eliminar el fósforo, mientras que el tratamiento avanzado podría incluir pasos adicionales para mejorar la calidad del afluente eliminando los contaminantes recalcitrantes. Hay procesos que permiten eliminar más de un 99% de los sólidos en suspensión. Los sólidos disueltos se reducen por medio de procesos como la ósmosis inversa y la electrodiálisis. La eliminación del amoníaco, la desnitrificación y la precipitación de los fosfatos pueden reducir el contenido en nutrientes. Si se pretende la reutilización del agua residual, la desinfección por tratamiento con ozono es considerada el método más fiable, excepción hecha de la cloración extrema. Es probable que en el futuro se generalice el uso de estos y otros métodos de tratamiento de los residuos a la vista de los esfuerzos que se están haciendo para conservar el agua mediante su reutilización.

3.2.1. SEPARADORES API Separadores API ha sido por muchos años el caballo de batalla y la mejor selección como elemento primario de Tratamiento de Aguas Residuales en Refinerías de Petróleo. Un separador API, en términos simples, no es más que uno o más tanques rectangulares en paralelo que separan por gravedad el aceite libre de un

efluente aceitoso, y que asemeja a un canal rectangular por la relación entre su longitud y ancho. En los países de Suramérica suelen ser denominados como piletas API. El tratamiento de efluentes de refinería representa un desafío para la remoción conjunta de aceites y sólidos y hasta ahora no existe tecnología más confiable, desde el punto de vista operacional, que el Separador API. Componentes de un Separador API Los separadores API están conformados por un grupo de componentes, los cuales deben ser estudiados y seleccionados con los materiales de fabricación de acuerdo a las necesidades específicas de su proyecto.           

Difusores Jet Paletas (doble – función) Desnatadoras y Barre lodos Cadenas Piñones de mando y libres Ejes Unidades moto reductoras Tubo desnatadora Rodillo desnatadora Cubiertas Válvulas de alivio, disco de ruptura. Venteo y arresta llamas

Fig.: 23 pileta api

Fuente

Variables de Diseño Dimensional de un Separador API El procedimiento consiste en obtener las dimensiones L, B y d y el número de canales n, como se muestra en la figura.24 diseño dimensional separador API

Variables de Diseño Dimensional de un Separador API Las variables son: Qm = Flujo de diseño del separador en ft3/min L= Longitud del canal separador en ft B = Ancho del Canal Separador en ft AH =Área horizontal o de planta de los canales o piletas en ft2 AC = Área de sección transversal de los canales en ft2 AC = d B n OTRAS APLICACIONES El separador API también puede ser usado como separador de aguas aceitosas en otras aplicaciones, tales como:    

Aguas Aceitosas de Fondos de Tanques Aguas de Escorrentía de Patios de Tanques o de Instalaciones Petroleras Aguas de Lastre de Embarcaciones Aguas Aceitosas de Subestaciones Eléctricas

SEPARADORES Una vez recolectado el petróleo, este se somete a un proceso dentro de un recipiente denominado Separador, en el cual el gas y el líquido (petróleo y agua) se separan a determinada presión. Principios de Separación Los principios físicos básicos para la separación son: Insolubilidad entre los fluidos: El estado gaseoso y el líquido en condiciones estables de temperatura y presión, así como el agua y el petróleo, no son solubles, es decir que si bien se mezclan, no son miscibles, conservando su estructura original. Diferencia de densidades: Los tres fluidos a separar conservan en la mezcla diferentes densidades, actuando el efecto de la gravitación, de manera que los fluidos se separan por diferencia en el peso de cada componente. Decantación: Es el efecto de la gravedad sobre los diferentes pesos de los fluidos a separar, haciendo que el más pesado tenga la tendencia a acumularse en lo más profundo. Coalescencia: Es la propiedad de las gotas de un mismo fluido a atraerse y unirse entre sí, facilitando el proceso de decantación Fig.25 Fases de separación

Fuente Process Piping. Alberta Canada

CARACTERISTICAS DE LOS SEPARADORES El separador está constituido por un cuerpo cilíndrico horizontal o vertical, diseñado especialmente para que por su interior circulen los fluidos que han de separarse; equipado con una serie de elementos y dispositivos que favorecen dicha separación. En la siguiente figura, se puede observar un esquema de este tipo de equipos, y la distribución de las conexiones de entrada y salidas, correspondiendo el ejemplo a un separador vertical bifásico. Fig.: 26 separador vertical bifásico

Fuente: Como ya se ha comenzado a describir, los separadores más usados en la industria se pueden clasificar en bifásicos o trifásicos según el tipo de separación; como así también en verticales u horizontales según sus Características constructivas. Cada equipo debe tener la placa de construcción, entré otros datos, Los equipos varían en tamaño y espesor de pared, según los caudales a tratar y las presiones de trabajo. Los diámetros más frecuentes son de 18 a 60 pulgadas, las alturas tienen gran variedad, entre 1.5 y 7 metros y la presión de trabajo pueden ser de aproximadamente 30 PSI (baja presión) a los de alta presión, equipos que pueden trabajar con más de 3000 PSI. Proceso de Separación Los fluidos ingresan al separador por su sector medio, circulan por el interior del equipo durante un cierto tiempo mientras se produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido.

Durante este proceso las burbujas de gas ascienden a la parte superior del separador por ser más livianas, y los líquidos van descendiendo por ser más pesados y se acumulan en la parte inferior. Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interior del mismo será elevada y puede arrastrar hacia la parte superior a las gotas más pequeñas de petróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y favorecer la separación, se diseñan deflectores de turbulencia, deflectores de condensación y filtros rejillas como elementos internos del equipo. Estos dispositivos, como los extractores de nieblas, que se colocan en el interior de un separador, normalmente se diseñan para permitir que el gas pase a través de los mismos pero efectuando bruscos cambios de dirección. Al mismo tiempo, esta corriente de gas impacta contra una superficie de choque, produciéndose la coalescencia (agrupación) de las partículas, las que al aumentar de tamaño caen por gravedad a la parte inferior del equipo. El proceso será entonces: 1. Asegurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de trabajo. 2. Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla al ingresar al equipo; 3. Ayudar a la separación mecánicamente con barreras de choque, tubos ciclónicos y mallas de retención de niebla; 4. Darle al flujo el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos puede ser suficiente si no existe la formación de espuma, en caso contrario puede ser necesario 5 a 20minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y de la configuración del equipo. En la Figura siguiente, se observa un equipo separador con detalles de diversos accesorios internos que favorecen la separación de ambas fases, líquida y gaseosa. Fig:27 separador de ambas fases

Se pueden determinar, cuatro zonas internas de un separador, que colaboran con la eficiencia del mismo: Sección Primaria: A la entrada, compuesta por las placas deflectoras, el difusor o el distribuidor ciclónico. Sección Secundaria: En el intermedio del cuerpo del equipo, donde se realiza la retención de espuma, se realiza la separación de las gotas de líquido y la rectificación de flujo mediante placas paralelas horizontales en la fase gas ((coalescedor o atrapador de gotas), y rompeolas en la fase líquido. Sección Aglutinadora: A la salida de la fase gas, donde se encuentra el retenedor o atrapador de niebla. Acumulación de Líquidos: La parte inferior del separador y la/s descarga/s de líquido/s del equipo. En las siguientes figuras se aprecia las mencionadas Zonas y los elementos que componen el equipo:

Fig:28 zonas internas de un separador

Fuente:

Fig.: 29 partes de un separador

Fuente: El proceso de separación descripto anteriormente se desarrolla en el interior del separador, pero debido a que el gas tiene una alta movilidad, que es muy superior a la del petróleo, se escaparía sin restricciones por la parte superior. Por lo tanto, es necesario que la salida de gas del separador sea controlada y regulada, para evitar justamente la salida irrestricta del mismo, lo que rompería el equilibrio producido en la interface y evitaría la separación del fluido que vaya ingresando. También la salida de líquidos debe ser regulada convenientemente.

Fig.: 30 separación vertical

Fuente: Por lo tanto es necesario equipar el equipo con diversos elementos, Instrumentos y válvulas de regulación como se observa en la figura anterior 1) Por un lado, controlar el nivel de la interface y mantenerlo constante, de manera de abrir la salida de líquidos cuando aumente el nivel y cerrarla cuando disminuye. Esto se logra con un instrumento controlador del nivel, que actúa enviando una señal sobre una válvula motora de descarga ubicada a la salida de los líquidos. 2) Por otro lado es necesario mantener una presión de trabajo en el interior del separador, (“presión de operación” o “contrapresión”), la que se mantiene a un valor adecuado que permita que el gas captado pueda ser distribuido al consumo, o sea que ingrese a un gasoducto; que provoque el desplazamiento de los líquidos por la parte inferior del separador, hasta los tanques y que sea conveniente para tener una separación eficiente. El equipamiento externo se completa con una serie de accesorios y válvulas de control y de seguridad y con instrumentos y sistemas de medición de los caudales del gas y de los líquidos separados. Para obtener una buena operación de un separador, deben cuidarse dos Aspectos fundamentales: la eficiencia y la capacidad de separación.

Clasificación de los Separadores

Clasificación por configuración Los separadores de petróleo y gas pueden tener tres configuraciones generales: vertical, horizontal y esférico. Los separadores verticales pueden variar de tamaño de 10 a 12 pulgadas en diámetro y 4 a 5 pies de altura, hasta 10 a 12 pies en diámetro y 15 a 25 pies de altura. Los separadores de petróleo y gas horizontales son fabricados con una configuración de un solo tubo o con dos tubos. Las unidades de un solo tubo tienen un armazón cilíndrico y las unidades de doble tubo tienen dos armazones cilíndricos paralelos uno encima del otro. Ambos tipos de unidades pueden ser utilizadas para la separación bifásica o trifásica. Los separadores horizontales pueden variar de tamaño de 10 a 12 pulgadas en diámetro y 4 a 5 pies de largo, hasta 15 o 16 pies en diámetro y de 60 a 70 pies de largo. Los separadores esféricos están usualmente disponibles en 24 o 30 pulgadas hasta 66 o 72 pulgadas en diámetro. Clasificación por la Función Las tres configuraciones de separadores están disponibles para operación bifásica y trifásica. Las unidades bifásicas el gas es separado del líquido con el gas y el líquido descargados de manera separada. En los separadores trifásicos, el fluido del pozo es separado en petróleo, gas, y agua, y son descargos de manera separada. Clasificación por la Presión de Operación Los separadores de petróleo y gas pueden operar a presión es que van desde un alto vacío hasta 4000 o 5000 psi. Mucho de los separadores de gas y petróleo operan en el rango de operación de 20 a 1500 psi. Los separadores pueden ser referidos como de baja, de media, o de alta presión. Los separadores de baja presión usualmente operan a presión es en el rango de 10 a 20 psi hasta 180 a 225 psi. Los separadores de presión media usualmente operan a presión es desde 230 a 250 psi hasta 600 a 700 psi. Los separadores de alta presión generalmente operan en un amplio rango de presión que va desde 750 a 1500 psi. Clasificación por Aplicación Separador de Prueba: Un separador de prueba es utilizado para separar y medir los fluidos de un pozo. El separador de prueba puede ser referido como

un probador o verificador de pozo. Los separadores de prueba pueden ser verticales, horizontales o esféricos. Ellos pueden ser bifásicos o trifásicos. Ellos pueden estar permanentemente instalados o portátiles. Los separadores de prueba pueden ser equipados con varios tipos de medidores para medir el petróleo, gas, y/o agua para pruebas de potencial, pruebas de producción periódicas, prueba de pozos marginales, etc. Separador de Producción: Un separador de producción es utilizado para separar el fluido producido desde pozo, un grupo de pozos, o una localización sobre una base diaria o continúa. Los separadores de producción pueden ser verticales, horizontales o esféricos. Ellos pueden ser bifásicos o trifásicos. El rango en tamaño va desde 12 pulg. Hasta 15 pies en diámetro, con muchas unidades que van desde 30 pulg. Hasta 10 pies en diámetro. El rango de longitud desde 6 a 70 pies, con muchos de 10 a 40 pies de largo. Separador de Baja Temperatura: Un separador de baja temperatura es uno especial en el cual el fluido del pozo a alta presión es introducido en el recipiente a través de un estrangulador o válvula reductora de presión de tal manera que la temperatura del separador es reducida apreciablemente por debajo de la temperatura del fluido del pozo. La temperatura más baja en el separador causa la condensación de vapores que de otra manera saldrían del separador en estado de vapor. Los líquidos recuperados requieren la estabilización para prevenir la evaporación excesiva en los tanques de almacenamiento. Separador de Medición: La función de separarlos fluidos del pozo en petróleo, gas y agua, y medir los líquidos puede ser llevado a cabo en un recipiente. Estos recipientes comúnmente son referidos como separadores de medición y están disponibles para operación bifásica y trifásica. Estas unidades están disponibles en modelos especiales que los hacen adecuados para la medición precisa de crudos espumosos y pesados. La medición del líquido es normalmente llevada a cabo por acumulación, aislamiento, y descarga de volúmenes dados en un compartimiento de medición ubicado en la parte mas baja del recipiente. Separador Elevado: Los separadores pueden ser instalados sobre plataformas en o cerca de patio de tanque o sobre plataformas costa-fuera de tal forma que el líquido pueda fluir desde el separador hacia almacenamiento o recipientes aguas abajo por gravedad. Esto permite operar el separador a la más baja presión posible para capturar la máxima cantidad de líquido para minimizar la pérdida de gas y vapor hacia la atmósfera o hacia el sistema de gas a baja presión.

Separadores por Etapas: Cuando el fluido producido es pasado a través de más de un separador con los separadores en serie, los separadores son referidos como separadores por etapa.

3.2.2. INSTRUMENTACION Es la técnica de la automatización de los procesos, la ciencia de la aplicación de equipos y dispositivos de medición, o de medición y control a los procesos, con el objetivo de determinar la condición o magnitud de ciertas variables físicas o cantidades químicas, con el fin de controlarlas dentro de los límites específicos. Variable: es una cantidad u otra condición que está sujeta a cambios y puede regularse, como la temperatura, el volumen y la presión, entre otras. Los equipos y dispositivos de Instrumentación, aplicados inteligentemente generalmente están capacitados para garantizar la manufactura de los productos de calidad total a costos más bajos, en el menor tiempo posible. La instrumentación también puede aplicarse donde existe interés por la seguridad del personal y del equipo. • Instrumento de medición Este equipo es capaz de detectar los cambios de una variable, con un mecanismo que convierte esos cambios en una información lógica, en forma de reporte. A manera de definir técnicamente, se refiere a un termómetro de mercurio, que detecta los cambios de una variable (temperatura), al cambiar el volumen del mercurio con los incrementos de temperatura: adicionalmente, reporta el valor de la variable, al convertir la posición de la columna de mercurio en unidades de temperatura, por medio de una escala graduada. Los instrumentos se clasifican en la industria petrolera en dos formas: Por su instalación: según la forma de instalarse, éstos se clasifican en instrumentos de campo e instrumentos de panel de control. Los instrumentos de campo se instalan contiguos al proceso o puntos de medición, por lo cual tiene que sufrir los rigores ambientales. Mientras que los instrumentos de panel de control, por lo general, están en una sala con ambiente controlado, y sensa la medición, a través de señales normalizadas de transmisión, un solo tipo de indicadores y/o registradores se pueden utilizar para medir cualquier variable. Estos instrumentos son mucho más pequeños que los de campo, debido a la tendencia de reducir el espacio al centralizar totalmente la información en una sala de control. Por la función que ejecutan:

a. Instrumento de medición Es un dispositivo o equipo capaz de detectar los cambios de una variable, con un mecanismo que convierte esos cambios en una información lógica, en forma de reporte. Adicionalmente, reporta el valor de la variable. Estos están constituidos básicamente por un elemento sensor y un elemento amplificador.

b. Transmisores Es un equipo capaz de trasmitir señales de medición, para desplazar o viaje de un punto inicial a un punto final (abriendo o cerrando válvulas, balance por desplazamiento y balance de fuerzas). Los instrumentos de transmisión, dentro de un campo de extracción de petróleo, es una consideración importante en que generalmente hay gran separación entre el supervisor y los equipos que se van a controlar. En la escogencia del método de transmisión, se incluye la siguiente serie de factores: seguridad, la distancia y las señales que se van a transmitir, los cuales determinan si el sistema que se va a Instalar es electrónico o neumático o la combinación de ambos .En el campo de extracción de petróleo se instalaron transmisores electrónicos, transmisores electrónicos de balance por desplazamiento, transmisores electrónicos de balance de fuerzas, transmisores neumáticos de balance de fuerzas y transmisores neumáticos de balance por desplazamiento. b.1 Transmisores electrónicos En un instrumento receptor de voltaje, el voltaje es generado cuando la corriente pasa a través de una resistencia calibrada. El receptor es del tipo servomecanismo, un servo-motor que impulsa el puntero; la señal más comúnmente utilizada para los transmisores es el amperaje de corriente directa por ser inmune al voltaje inducido tipos AC. Entre las señales de transmisión electrónica, se encuentras rangos de 1-5, 4-20, y10-20 ma. DC.. b.2 Transmisores neumáticos El aire y la corriente eléctrica son los dos medios básicos de transmisión. La transmisión neumática tiene un uso más generalizado, probablemente debido a que es fundamentalmente mecánica, simple y fácilmente entendida. Estos operan en vacío; la escala es absoluta con un rango entre “0” absoluta y presión atmosférica, sin embargo, la industria petrolera normalizó la escala de 3 a 15 psi. El sistema de transmisión de la señal de aire es a través de un sistema tobera-obturador el cual ajusta el sistema de contrapresión. En el panel de control del campo de extracción de petróleo aparecerán estos transmisores instalados en la planta.

Fig.: 31intrumentacion petrolera

3.2.3. PISCINAS DE DESECHO Según el informe, en la región amazónica de Ecuador cada pozo que se perfora produce una media de 4.000 metros cúbicos de desechos procedentes del interior de la tierra, como son lodos de perforación, petróleo, gas y aguas residuales. Estos desechos se depositan con frecuencia en piscinas de tierra, de donde son eliminados directamente al medio ambiente o por la rotura de la piscina o por el desbordamiento debido a las lluvias. Si se detecta la existencia de petróleo y se inicia la fase de extracción, entonces se construyen unas estaciones que producen, cada día, más de 16 millones de litros de desechos tóxicos, que se depositan en piscinas, y se queman más de 1,5 millones de metros cúbicos de gas, sin control de las emisiones ni de la temperatura. Todo ello va acompañado de otros desastres medioambientales, como el vertido de hidrocarburos a los ríos, los escapes procedentes de los pozos o los derrames que se ocasionan en los trabajos de mantenimiento de los más de 300 pozos de producción de la zona

Fig.: 32 piscinas de desecho

3.2.2. AIREACION La aireación puede ser utilizada en actividades como la acuicultura, remoción de sustancias volátiles de una corriente líquida, tratamiento de aguas residuales entre otras. La aireación en tratamiento de aguas residuales es la que nos interesa comentar, esto para entender las capacidades operativas de los equipos de aireación existentes y así tener un buen criterio de selección y uso de los aireadores. El uso de la aireación en el tratamiento de aguas residuales es bastante común, este puede ser utilizado en sistemas de lodos activados, tanque de homogenización, lagunas aireadas. Cada una de las aplicaciones anteriores buscan como es natural, la transferencia del oxígeno del ambiente a la fase líquida, si bien es cierto este es el propósito principal de la aireación, también pueden lograrse dependiendo otros objetivos como: mezclado, suspensión de sólidos, enfriamiento o calentamiento del agua a tratar; además de la disolución de los gases en el líquido. Para la selección de un equipo de aireación para aguas residuales, es necesario tomar en cuenta primero cuál es la demanda de oxígeno del proceso para poder escoger un sistema que alcance el rendimiento deseado sin exceder la demanda energética razonable, ya que si se desea, las tecnologías actuales tienen una gama amplia de equipos que permiten alcanzar valores altos de transferencia de oxígeno pero sin olvidar que dicha eficiencia viene acompañada de un consecuente aumento de la demanda energética, demanda que puede tal vez no justificar el beneficio que la unidad de tratamiento está generando en la calidad del agua, lo que lo hace poco rentable.

En segunda instancia, es necesario considerar en qué grado es necesaria la mezcla, la suspensión de sólidos y/o transferencia de calor entre las corrientes, condiciones que dependen de manera muy específica de la unidad de tratamiento y de las características del diseño hidráulico. Incluso el efecto de la mezcla en las características de la biomasa en el caso de lagunas y lodos activados, el uso de equipos que la sometan a esfuerzos cortantes altos, pueden causar problemas en la sedimentabilidad de la biomasa. Fig:33 aireación de bandeja

Clasificación de sistemas de aireación. De manera muy general podemos clasificar los sistemas de aireación de acuerdo a la forma en la que incorporan el aire en la fase líquida, es decir en como promueven el contacto de las fases aire-líquido para generar la fuerza motriz de la difusión del oxígeno hacia el líquido, pueden ser de tres tipos:   

Mecánicos Difusión Híbridos

Los sistemas mecánicos, utilizan el aire como la fase continua, el agua como la fase discontinua, los sistemas de aireación mecánicos, dispersan el agua (fase discontinua), en el aire (fase continua), la capacidad de transferencia en este caso está en función del tamaño de las gotas del líquido disperso, del tiempo de residencia (altura) y la capacidad de bombeo (masa de líquido dispersa por unidad de tiempo). alta velocidad y además esta sometidos a esfuerzos y vibraciones mayores, lo que causa mayor frecuencia de fallas en rodamientos y engranajes. Entre sus bondades esta le buena mezcla, la alta capacidad de bombeo, su extendido radio de mezcla y suspensión de sólidos, lo que lo hace apto para lagunas aireadas con sólidos totalmente suspendidos y lodos activados.

Fig:34 aireación por pasos

3.2.3. TRATAMIENTOS TERMICOS El tratamiento térmico es la operación de calentamiento y enfriamiento de un metal en su estado sólido a temperaturas y condiciones determinadas para cambiar sus propiedades mecánicas. Nunca alteran las propiedades químicas. Con el tratamiento térmico adecuado se pueden reducir los esfuerzos internos, el tamaño del grano, incrementar la tenacidad o producir una superficie dura con un interior dúctil. Para conocer a que temperatura debe elevarse el metal para que se reciba un tratamiento térmico es recomendable contar con los diagramas de cambio de fases como el de hierro - carbono. En este tipo de diagrama se especifican las temperaturas en las que suceden los cambios de fase (cambios de estructura cristalina), dependiendo de los materiales diluidos. Los tratamientos térmicos han adquirido gran importancia en la industria en general, ya que con las constantes innovaciones se van requiriendo metales con mayores resistencias tanto al desgaste como a la tensión. El tiempo y la temperatura son los factores principales y hay que fijarlos de antemano de acuerdo con la composición del acero, la forma y el tamaño de las piezas y las características que se desean obtener. Tipos de tratamientos térmicos 

Tratamientos en la masa: recocidos y normalizados, temples y revenidos.



Tratamientos superficiales: temple superficial y tratamientos termoquímicos (cementación, carbonitruración y nitruración).



Tratamientos de superficie (depósitos).

Desarrollo de los tratamientos térmicos Constan de tres fases: A.) Calentamiento hasta la temperatura fijada (temperatura de consigna): La elevación de temperatura debe ser uniforme, por lo que cuando se calienta una pieza o se hace aumentando la temperatura muy lentamente o se va manteniendo un tiempo a temperaturas intermedias, antes del paso por los puntos críticos, este último es el calentamiento escalonado. B.) Permanencia a la temperatura fijada: Su fin es la completa transformación del constituyente estructural de partida. Puede considerarse como suficiente una permanencia de unos dos minutos por milímetro de espesor en el caso de querer obtener una austenización completa en el centro y superficie. Largos mantenimientos y sobre todo a altas temperaturas son "muy peligrosos" ya que el grano austenítico crece rápidamente dejando el acero con estructuras finales groseras y frágiles. C.) Enfriamiento desde la temperatura fijada hasta la temperatura ambiente: Este tiene que ser rigurosamente controlado en función del tipo de tratamiento que se realice. Hay otros métodos de tratamiento térmico para endurecer el acero. Cementación: Las superficies de las piezas de acero terminadas se endurecen al calentarlas con compuestos de carbono o nitrógeno. Carburización: La pieza se calienta manteniéndola rodeada de carbón vegetal, coque o gases de carbono. Cianurización: Se introduce el metal en un baño de sales de cianuro, logrando así que endurezca. Nitrurización: Se usa para endurecer aceros de composición especial mediante su calentamiento en amoniaco gaseoso. Los tratamientos térmicos son indispensables para el mejoramiento de la calidad del material o pieza a utilizar. Ya que se pueden modificar las propiedades físicas de los mismos dándoles una vida útil más larga. TRATAMIENTOS TERMICOS (HORIZONTALES) En el tratador horizontal, el flujo entra en la sección frontal el líquido cae en los alrededores de la interface petróleo-agua en donde este es lavado y separado el agua libre El petróleo y la emulsión pasan por los tubos de fuego (piro tubo) y a la sección de agua libre. La interface petróleo-agua en esta sección del recipiente

es controlada por un controlador de nivel de interface que acciona una válvula de descarga para el agua libre.

TRATAMIENTO TERMICO (VERTICAL) En el tratador además del calentamiento de fases, la remoción de agua del crudo requiere por o general de un procesamiento adicional que van más allá de la separación gravitacional. Un método común para separar esta emulsión de agua en petróleo consiste en tratar el flujo en un contenedor de tratamiento del petróleo q aporta energía en forma de calor para ayudar al proceso de rompimiento de la emulsión. 3.2.6. TRATADORES ELECTROSTATICOS Tratadores electrostáticos. El principio básico es colocar la emulsión bajo la eficiencia de un campo eléctrico de un alto potencial después del calentamiento moderado Es un recipiente cilíndrico ubicado en forma horizontal el campo electrostático promueve la coalescencia de las gotas de agua Ventajas de los tratadores electrostáticos:       

Menor tiempo de mantenimiento Menor uso desemulcificante Menor perdida de evaporación Mayores volúmenes de crudo tratado Menor costo por uso de combustible Los productores de salida presentan salinidades bajas El agua sale mucho más limpia Fig:35 tratadores electrostaticos

3.2.6. TRATAMIENTO QUIMICO Los desemusificantes se aplican con el fin de neutralizar la acción de los emulsificantes presentes y de esta forma descentralizar y romper la emulsión La aplicación de productos químicos para el tratamiento de emulsiones se efectúa por medio de bombas dosificadoras, las cuales inyectan el producto químico (desemulsificante y antiespumante) en los colectores de la estación antes de la entrada a los separadores con el fin de evitar la formación de espumas y así mejorar la eficiencia de la separación Cuando en un tratamiento, los procesos que se llevan a cabo son químicos, se llaman tratamientos químicos y la mayoría son aditivos.

El tratamiento primario, consta de la separación de sólidos en suspensión y material flotante no eliminado anteriormente, floculación y coagulación, y por último la decantación y algunos de estos procesos se llevan a cabo con la ayuda de productos químicos.

La turbidez y el color del agua son dos características causadas por sustancias coloidales. Mientras que las partículas de tamaño de 1 micra se consideran partículas en suspensión mientras que las de una milésima entran en el dominio de moléculas en solución, los tamaños intermedios se consideran partículas coloides. En estos tamaños de partículas las propiedades superficiales y las cargas eléctricas, tienen más importancia que el peso molecular dado que estas cualidades impiden su sedimentación en el agua. Las partículas coloidales presentan cargas superficiales electrostáticas que ejerce una fuerza de repulsión impidiendo que se aglomeración y sedimentación. Estas cargas son, en general, negativas, aunque los hidróxidos precipitados con cal suelen tener cargas positivas. Floculación y coagulación: Empecemos primero a definir lo que significa floculación: 



La floculación es un proceso químico mediante el cual se aglutinan las sustancias presentes en el agua, para facilitar después su decantación. Se suele ayudar con sustancias floculantes. la sustancia formada aumenta su peso molecular lo que favorece su precipitación, a estas sustancias se las llama Floc. La coagulación es el proceso mediante el cual se desestabilizan y neutralizan las cargas superficiales de las partículas suspendidas de modo que se reduzcan sus fuerzas electromagnéticas mediante la adición de electrólitos.

Fig:36 floculación

Fig.: 37 coagulación –floculación

Los tratamientos secundarios son todos aquéllos que utilizan procesos biológicos para reducir la materia orgánica que ha superado el pre-tratamiento y los tratamientos primarios a través de la oxidación por enzimas. En la depuración de aguas residuales urbanas, los tratamientos secundarios más usados son los que involucran una actividad biológica aerobia. Las bacterias son la clase de microorganismos que juega el proceso más importante de la purificación, aunque también pueden intervenir algas, virus, protozoos, hongos, rotíferos y molde. La presencia de todas estas especies es estrictamente dependiente de las características químicas y físicas del sistema y que también está relacionado con las interacciones potenciales entre los microbios de la misma especie o de diferentes especies.

CONCLUSION

En el presente documento de explico y además se describió los Componentes y características de las facilidades de superficie

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Ing. AGUIRRE, Eduardo. Facilidades de superficie en la industria petrolera. http://www.monografias.com/trabajos72/facilidades-superficie-industria petrolera/ https://es.scribd.com/doc/.../Facilidades-Superficie-Industria-Petrolera www.laguiapetrolera.com.ar/Instalaciones-de-superficie-c-3.html?...1 www.bdigital.unal.edu.co/6412/2/Presentación.pptx www.bdigital.unal.edu.co/6412/2/Presentación.pptx