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• Vargas Flores Elmer

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE”

Contenido 1.

HISTORIA DE LAS PLATAFORMAS PETROLÍFERAS..........................................3

2.

INTRODUCCIÓN............................................................................................. 4 2.1.

PLATAFORMAS DE APOYO.......................................................................5

2.2.

PLATAFORMA DE ENLACE.......................................................................6

2.3.

PLATAFORMA DE COMPRESIÓN...............................................................6

2.4.

PLATAFORMA DE EXPLORACIÓN..............................................................7

2.5.

PLATAFORMA DE PERFORACIÓN.............................................................7

2.6.

PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN..............................................................8

2.7.

Equipos externos de una plataforma petrolera.......................................8

2.7.1.

ARBOLITOS DE NAVIDAD..................................................................9

2.7.2.

Líneas de recolección.......................................................................9

2.7.3.

Colectores........................................................................................ 9

2.7.4.

Sistemas de tuberías de Producción................................................9

2.7.5.

Pontón............................................................................................ 10

2.7.6.

Estructura tubular..........................................................................10

2.7.7.

Columnas estabilizadoras..............................................................10

2.7.8.

Cable de anclaje............................................................................. 10

2.7.9.

Bote salvavidas.............................................................................. 10

2.7.10. Área de procesamiento del petróleo..............................................10 2.7.11. Separadores de petróleo y gas.......................................................11 2.7.12. Antena de radio.............................................................................. 11 2.7.13. Modulo de Inyección de gas o agua...............................................11 2.7.14. Quemador...................................................................................... 11 2.7.15. Grúa............................................................................................... 11 2.7.16. Torre de perforación.......................................................................11 3.

TIPOS DE PLATAFORMAS PETROLERAS MARINAS........................................12 3.1.

Plataformas marianas semisumergibles...............................................12

3.2.

Plataformas marinas auto elevables.....................................................12

3.3.

Plataformas marinas fijas con equipo convencional y modular............13

3.4.

Barco perforador.................................................................................. 14

4. NORMAS ESTANDARIZADAS PARA ESTRUCTURAS DE PLATAFORMAS MARINAR........................................................................................................... 15

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Página 1

MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” 4.1.

API-RP2A............................................................................................... 15

5.

PELIGROS EN EL FONDO MARINO...............................................................15

6.

EQUIPOS DE ALTO RIESGO MONTADOS EN UNA PLATAFORMA PETROLERA.16 6.1.

7.

CONEXIONES SUPERFICIALES...............................................................16

6.1.1.

Árbol de válvulas............................................................................16

6.1.2.

Válvulas maestras de compuerta...................................................16

6.1.3.

Conexión en cruz............................................................................17

6.1.4.

Válvula de sondeo..........................................................................17

6.1.5.

ESTRANGULADORES Y PORTA-ESTRANGULADORES.......................18

TIPOS DE ARBOLITOS COSTA AFUERA.........................................................19 7.1.

Arbolito de produccion Submarino.......................................................19

7.1.1.

Valvula maestras............................................................................20

7.1.2.

Valvula lateral (wing) de produccion..............................................20

7.1.3.

valvulas de cruce (crosover)..........................................................20

7.1.4.

Valvulas maestra del anulo (annulus master)................................20

7.1.5.

Valvula lateral del anulo (annulus wing).........................................20

7.1.6.

Valvula de limpieza (swab) de produccion.....................................21

7.1.7.

Valvula del nulo de limpieza (swab)...............................................21

7.1.8.

Valvulas de inyeccion en el arbol...................................................21

7.1.9. Valvulas de seguridad submarina controlada desde lasuperficie (SCSSV):..................................................................................................... 21 7.2.

Arbol convencional (vertical) VXT.........................................................22

7.3.

Arbolito horizontal HXT.........................................................................22

7.4.

Criterios de seleccion entre el VXT y HXT............................................23

7.5.

Manifolds (colectores)..........................................................................23

8.

RIESGOS DE OPERACIÓN EN PLATAFORMAS PETROLERAS..........................24

9.

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN COSTA AFUERA..........................................24 9.1.

Líneas independientes..........................................................................24

9.2.

Línea Cluster......................................................................................... 25

10.

ÁREA DE SEPARADORES.........................................................................26

10.1.

Separadores...................................................................................... 26

10.1.1. Separadores Horizontales..............................................................27 11.

ETAPAS DE SEPARACIÓN..........................................................................29

11.1.

Primera Etapa.................................................................................... 29

11.1.1. Tratamiento del petróleo................................................................29

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” 11.1.2. Tratamiento de gas........................................................................30 11.1.3. Deshidratación de gas....................................................................30 11.1.4. Tratamiento de Agua y reinyección................................................30 12.

Problemas externos................................................................................. 31

12.1.

Accidentes y derrames de petróleo en el mar...................................31

12.2.

Daño local y ecológico.......................................................................32

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INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN MARINA 1. HISTORIA DE LAS PLATAFORMAS PETROLÍFERAS En los años 30, las primeras explotaciones petrolíferas se realizaban en mares poco profundos a través de instalaciones que no eran más que torretas sobre el fondo ancladas a pocas decenas de metros en el lecho marino, pero la tecnología ha hecho que ahora no existan límites a los anclajes de plataformas incluso en los mares más profundos. En la actualidad se utiliza una tecnología conocida como posicionamiento dinámico que mediante potentes motores y propulsores desplaza la plataforma para recolocarla en el punto exacto en el que debe estar. Para ello se utilizan sistemas de GPS que mediante triangulación satelital y uso de sistemas automatizados por computadora, comparan las posiciones y rectifican automáticamente la posible traslación, controlando los motores y propulsores de la plataforma. Esta es una técnica es muy utilizada en plataformas y barcos de exploración y mantenimiento evitando así el uso de sistemas de anclaje que además de caros, no presentan la versatilidad de un barco o plataforma con posicionamiento dinámico. Las que se encuentran en aguas profundas son estructuras flotantes y se mantienen en su sitio mediante sistemas de anclaje que están sujetos generalmente a pilotes y/o ancas de succión previamente fijadas al fondo. Su enorme masa aguanta hasta los más fuertes huracanes gracias a la flexibilidad que brindan los miles de metros de cables de acero que las mantienen ancladas

2. INTRODUCCIÓN Los principales equipos utilizados en la perforación de pozos petroleros en campos marinos son: 1) Plataformas fijas de perforación 2) Plataformas autoelevables 3) Plataformas semisumergibles 4) Barcazas de perforación

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” De los equipos arriba mencionados, las plataformas fijas son las más utilizadas para campos en desarrollo. Actualmente el 90% del aceite producido en campos marinos proviene de pozos perforados en este tipo de plataformas. En los campos de producción marinos la mayoría de los pozos en producción se tienen en plataformas fijas de perforación, aunque también los hay en “Tetrápodos de apoyo”, los cuales son plataformas fijas de menores dimensiones y sin equipo de perforación, donde los pozos son perforados por plataformas auto-elevables o semisumergibles. Las plataformas satélites llamadas así por encontrarse alejadas del complejo de producción, puede ser cual esquiera de las plataformas fijas que contenga pozos en explotación: es decir estén conectadas al complejo de producción mediante líneas de descarga. La función de las líneas de descarga, es la de permitir la conducción de los hidrocarburos desde los cabezales de recolección en las plataformas satélites, hasta el complejo de producción. Esta tubería va a ser tendida en el lecho marino y su diseño se hace atendiendo al gasto máximo esperado y a la presión máxima obtenida con el o los pozos cerrados. Aunque también, se deben tomar en cuenta las condiciones de la zona que atraviesa, la presión del colector donde descarga y las propiedades de los fluidos que transporta. Los complejos de producción son por lo general, un grupo de plataformas fijas comunicadas entre sí por medio de estructuras (puentes), que permiten el tendido aéreo de tuberías que transportan diversos tipos de fluidos, así como el libre acceso del personal que ahí labora. Un complejo está integrado por las siguientes plataformas: 1) Plataforma habitacional 2) Plataforma de compresión 3) Plataforma de enlace 4) Plataforma de perforación 5) Plataforma de producción (pueden ser varias)

2.1.

PLATAFORMAS DE APOYO

Se les nombra de apoyo a las plataformas que son usadas para la obtención de agua potable a través de plantas de saladoras de agua marina, (las aguas negras al igual son tratadas por este tipo de plataformas). Además, ofrecen apoyo técnico en alta mar para rebombeo de aceite y gas u otras necesidades como las administrativas, como ejemplo están los hoteles flotantes, mejor conocidos como flóteles que albergan a cientos de trabajadores que laboran en las plataformas de exploración y que diariamente son movidos por vía marítima

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” o aérea, en estas instalaciones se cuenta incluso con sauna, cinema, salas de tv, salas de juegos y gimnasio. Dentro de este último grupo de estructuras se encuentran las plataformas cerebro, que son las torres de telecomunicaciones, dotadas con radios y equipos de radar computarizados, para el control del intenso tráfico marítimo. Este tipo de plataformas y en particular los flóteles, son consideradas como áreas seguras, sin embargo es necesario tomar precauciones y cumplir con los procedimientos de las embarcaciones sobre seguridad, ya que de ninguna manera se puede decir que estando dentro de estas estamos exentos de sufrir riesgos físicos o daños a la salud. Por ello al igual que en las demás plataformas, es de muy importante estudiar, entender y seguir adecuadamente las normas y los objetivos de seguridad de cada plataforma habitacional. Aunque cada plataforma habitacional tiene sus propios reglamentos, normas y políticas de seguridad, realizaremos un compendio de las actividades de mayor importancia con las que cumple cada una de ellas, esto con la finalidad de darle al lector un panorama general de las medidas de precaución que se deben tomar, una vez abordo. La primera precaución que se debe tomar, es al momento de embarcar la plataforma, ya que la transferencia de trabajadores se realiza por medio de la canastilla para transporte de personal conocida coloquialmente por el nombre de viuda, a la cual se le dio este nombre “porque cada persona que ha caído de esta canastilla, ha dejado una nueva viuda”. Por esto mismo realizaremos las siguientes recomendaciones para que se realice un correcto abordaje de la misma.       

Es importante permitir que la canasta aterrice en la cubierta totalmente antes de subir o bajar de ella. No llevar ningún objeto colgado de las personas o en las manos. Usar chalecos salvavidas. En caso de llevar puesto el casco de seguridad, usarlo con barbiquejo. Personas débiles por mareo no deberán ser transferidas por canastas. El personal solo deberá ser transferido en la canastilla subiéndose en la parte exterior de la misma y viendo hacia el interior de la misma. El interior de la canastilla solo podrá ser usado para transportar equipaje menor o herramienta.

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2.2.

PLATAFORMA DE ENLACE

En esta plataforma se concentran las llegadas de los oleogasoductos provenientes de las plataformas satélites, los cuales se conectan al cabezal colector general, que tiene la función de distribuir el aceite hacia las plataformas de producción. También de esta plataforma, salen las tuberías por las que se envía el aceite ya procesado (oleoductos). Adicionalmente, en esta plataforma se encuentran instaladas las trampas para recuperar o enviar los dispositivos mecánicos (diablos), utilizados en la limpieza de los ductos.

2.3.

PLATAFORMA DE COMPRESIÓN

Esta plataforma contiene el equipo necesario para manejar y enviar el gas natural obtenido en el proceso de separación del aceite.

2.4.

PLATAFORMA DE EXPLORACIÓN

Este tipo de plataformas no son fijas sino móviles, con patas hidráulicas elevables que se apoyan en el fondo del mar, o con pontones que se llenan o vacían de agua por medio de bombeo, con un mecanismo similar al de los submarinos. A este tipo de plataforma se les conoce comúnmente con el nombre de Jack-up y a diferencia de las plataformas de perforación antes mencionadas, estas son utilizadas en aguas cuya profundidad no exceda los 100 metros. Normalmente están diseñadas en forma de barcaza, triangular o rectangular, no cuentan con propulsión propia, por lo que deben ser remolcadas hacia el lugar donde realizaran los trabajos de perforación. Tienen como finalidad confirmar la existencia del petróleo en el lecho marino, además, delinear la dimensión y característica del yacimiento para con ello, determinar si es factible o no la inversión. En cuanto a las medidas de seguridad que se deben tomar en este tipo de plataforma, corresponden exactamente a las mismas que se consideran para una plataforma de producción, pues contienen el mismo equipo y realizan la misma función, aunque con finalidad diferente.

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2.5.

PLATAFORMA DE PERFORACIÓN

Es idéntica a las plataformas satélites, con la diferencia que en ésta, la línea de descarga de los pozos se conecta directamente al cabezal colector general, sin que exista ningún tendido submarino como en las otras.

2.6.

PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN

Por lo general en el campo, los complejos de producción contienen de dos a tres plataformas de producción, dependiendo del volumen de aceite que sea necesario manejar. En estas plataformas se efectúa la separación y medición del gas y el aceite; asimismo, mediante equipo de bombeo se envía el crudo, a los centros de distribución, almacenamiento o refinación.

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2.7.

Equipos externos de una plataforma petrolera

2.7.1. ARBOLITOS DE NAVIDAD Es un conjunto de válvulas que permite dirigir el fluido de producción,

2.7.2. Líneas de recolección Son tuberías flexibles que permiten tranportar los HCB hacia el área de tratamiento.

2.7.3. Colectores Es un conjunto de válvulas que colecta la producción de diferentes pozos, nos permite dirección el fluido producido al lugar deseado, estas pueden encontrarse en el fondo del mar y en plataforma.

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2.7.4. Sistemas de tuberías de Producción Son tuberías que se conectan del colector en el lecho marino al colector de plataforma.

2.7.5. Pontón. Son flotadores de que permite mantener a la plataforma a superficie

2.7.6. Estructura tubular Esta estructura mantiene unido las cuatros columnas estabilizadoras

2.7.7. Columnas estabilizadoras Esto Permite estabilizar, equilibrar, reducir los movimientos que pueden afectar a la plataforma.

2.7.8. Cable de anclaje Estos cables son anclados en el lecho marino para reducir los movimientos de la plataforma

2.7.9. Bote salvavidas Son botes que permiten abandonar la plataforma en caso problemas graves.

2.7.10.

Área de procesamiento del petróleo

En esta area se encuentran los equipos para procesar y tratar los HCB.

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” 2.7.11.

Separadores de petróleo y gas

Tienen como función la separación primaria de los HCB.

2.7.12.

Antena de radio

Es un centro de comunicación que permite comunicase al exterior.

2.7.13.

Modulo de Inyección de gas o agua

En esta área permite inyectar fluido al reservorio para una mejor optimización de producción.

2.7.14.

Quemador

También llamado tea permite quemar el gas.

2.7.15.

Grúa

Permite mover o desplazar equipos o materiales pesados dentro de la plataforma.

2.7.16.

Torre de perforación

Este equipo realizan perforación, o intervenciones dentro de plataforma.

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” 3. TIPOS DE PLATAFORMAS PETROLERAS MARINAS. En la industria petrolera y en la sustracción del petróleo se utilizan diferentes tipos de plantas petrolíferas, esto va a depender de la perforación, de la estructura en donde se va a trabajar. Hay principalmente cuatro tipos de plataformas petroleras:

3.1.

Plataformas marianas semisumergibles.

Las plataformas Semisumergibles son flotantes y permanecen posicionadas con anclas o posicionamiento dinámico, se utilizan para perforar en tirantes de agua mayores de 100 metros, usando para ello conexiones submarinas.

3.2.

Plataformas marinas auto elevables.

Las plataformas Auto elevables pueden ser de patas independientes y no independientes, las de patas independientes permanecen posicionadas hincando las patas en el lecho marino y las de patas no independientes asientan su pontón en el lecho marino, en los dos casos levantan la plataforma dejando un colchón de aire entre el casco y el nivel de agua.Estas plataformas se utilizan para perforar y dar mantenimiento a los pozos, en aguas someras hasta con un máximo de 100 metros de tirante de agua.

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” 3.3. Plataformas marinas fijas con equipo convencional y modular. Los equipos Convencionales y Modulares se utilizan para la terminación, reparación, reentradas y/o profundización de pozos los cuales son instalados sobre las estructuras fijas. Los equipos Convencionales, tienen mástil y cuentan con mayor caballaje para operar en pozos de mayor profundidad. Los equipos modulares tienen torre de perforación, están compuestos por módulos, que son instalados por su propia grúa y son equipos para operar en pozos someros. En el caso de las plataformas que se piensas construir en Cantabria, como tiene una profundidad máxima de 5.100 m y, normalmente, presenta un fuerte oleaje de gran poder erosivo en el litoral español. Donde son frecuentes los fuertes vientos del noroeste que esto da lugar a tormentas muy peligrosas que llegan a generar olas desde 2 a 5 metros de altos. Lo cual por la cuestión del clima y de las olas no es conveniente utilizar plataformas flotantes, en este caso se deben utilizar plantas marinas fijas para reducir el riesgo de un accidente y en este caso es posible perforar en aguas Ultra profundas.Es recomendable que se construyan en la zona central que está ocupada por una llanura abisal de 4.700 a 4,900 m de profundidad y gracias a esto es más probable que se permita construir plantas petrolíferas marinas fijas y esto conlleva a poder excavar en aguas ultra profundas. Es muy importante que si se llega a aceptar la construcción de estas plantas la empresa debe trabajar con una tecnología de punta lo cual si existe y por sus grandes beneficios es muy costosa, pero esto ayudaría a reducir sino es que a evitar accidentes que traigan consecuencias irreversibles, que esto es lo que principalmente les importa a los habitantes y que además de esto si se llegara a trabajar adecuadamente y responsablemente estas plantas, podríamos reducir riesgos hacia el medio ambiente. También debemos cuidar mucho este aspecto por que actualmente estamos en una situación bastante crítica debido al calentamiento global y que debemos también buscar soluciones para contrarrestar este daño.

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3.4.

Barco perforador

Como su nombre lo indica, es un barco sobre el cual se instala un equipo de perforación con todo lo necesario para efectuar trabajos de perforación en el mar. Un barco de perforación puede ser anclado, o su posición mantenida mediante un control automático de posición parecido al de una plataforma semi-sumergible. Los Barcos de perforación tienen exactamente el mismo equipo que las plataformas semi-sumergibles, con las BOPs conectadas sobre el lecho marino.

4. NORMAS ESTANDARIZADAS PARA ESTRUCTURAS DE PLATAFORMAS MARINAR 4.1.

API-RP2A

Es una guía para aquellos que están preocupados con el diseño y la construcción de nuevas plataformas y para la reubicación de las plataformas existentes que se

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” utilizan para la perforación, el desarrollo y almacenamiento de hidrocarburos en áreas de alta mar. Además, se proporcionan directrices para la evaluación de las plataformas existentes en el caso de que sea necesario hacer una determinación de la "aptitud para el uso" de la estructura.

5. PELIGROS EN EL FONDO MARINO En esta tabla se muestran los peligros en el fondo marino:

6. EQUIPOS DE ALTO RIESGO MONTADOS EN UNA PLATAFORMA PETROLERA. A bordo de las instalaciones en plataformas, se puede encontrar una gran variedad de equipos, maquinas, aparatos, y herramientas, que son altamente riesgosas si no son utilizadas correctamente y dentro de los estándares de PLATAFORMAS PETROLERAS

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” operación, por lo cual se recomienda establecer una secuencia de actividades operativas, (procedimiento) que se deberán realizar durante la puesta en marcha y la operación de los equipos.

6.1.

CONEXIONES SUPERFICIALES.

6.1.1. Árbol de válvulas. Después de terminar de perforar un pozo marino y antes de ponerlo a producir, es indispensable tener en la superficie un control del mismo para regular el flujo de los fluidos durante el periodo de producción, a este sistema se le conoce como árbol de válvulas y su diseño está basado en el rango de presiones que se manejen en el pozo de producción. Los pozos terminados pueden ser sencillos, dobles, triples, con un empacador, dos o tres según sea el caso de cada pozo. Los pozos sencillos son aquellos que se explotan por una tubería de producción, los dobles por dos, los triples por tres, etc., dependiendo de este tipo de terminaciones en las zonas productoras atravesadas durante la perforación cuando se desee explotarlas La producción que fluye por la tubería quedara controlado como antes se dijo, por el árbol de válvulas, el cual está constituida, cuando el pozo es sencillo por los siguientes componentes.

6.1.2. Válvulas maestras de compuerta. Estas controlan la capacidad de flujo del pozo y a su vez, soportan grandes presiones que van desde 3 000 a 15 000 psi dependiendo del diámetro.

6.1.3. Conexión en cruz. Duplica las condiciones de flujo al ser provistas de válvulas laterales para su operación.

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” 6.1.4. Válvula de sondeo. Esta se localiza sobre la conexión en cruz o sea en la parte superior del árbol, y como su nombre lo indica sirve para controlar el registro de presiones cuando sea necesario y la presión de pozo cerrado, si se requiere, también se utiliza en operaciones posteriores a la terminación, tales como desparafinación, registro de presiones de fondo, fluyendo o cerrado, disparos, limpieza del árbol de válvulas con acido (para limpiarlo de carbonatos), etc. En aquellas operaciones en las que no se requiera interrumpir el flujo, se cierra la válvula y se coloca un lubricador, para trabajar con presión, se introducen en el cuerpo del lubricador las herramientas necesarias, para sus registros correspondientes, abriendo posteriormente la válvula de sondeo para permitir el flujo. Las cuatro válvulas laterales instaladas en la conexión en cruz (dos de cada lado), son seguidas de los porta estranguladores, que tienen la función de alojarlos y permitir sus cambios para regular la producción del pozo. Así mismo el cabezal de la tubería de revestimiento que le sigue, cuenta con salidas equipadas con dos válvulas de compuerta de cada lado y sus porta estranguladores correspondientes (dependiendo del sistema de explotación al que este sujeto el pozo), para controlar la salida de los fluidos por el espacio anular y tomar las presiones cuando se requiera. Para tener un mejor control del pozo, los árboles de válvulas deberán contar con dos válvulas maestras y ocho laterales con el fin de tener un mejor control, puesto que en algunos casos aún estando cerrada alguna válvula permiten el paso de los fluidos. De esta manera, existiendo doble válvula disminuyen las posibilidades de la pérdida parcial del control del pozo.

6.1.5. ESTRANGULADORES Y PORTA-ESTRANGULADORES.

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” Durante la etapa de explotación de los pozos petroleros, es necesario contar con la posibilidad de variar el diámetro en la unión de la tubería de producción con la línea de descarga para fines diversos. Esta posibilidad la establecen los dispositivos de control conocidos como estranguladores superficiales. Fig. 3.4.2. Los estranguladores son los accesorios que permiten reducir el área de flujo de los hidrocarburos al tamaño que desee, en la cabeza del pozo. Es muy importante el control sobre la cabeza mediante el uso de estranguladores, por las siguientes razones: 1.-Hacer producir el yacimiento a un gasto eficiente. 2.-Proteger el equipo superficial. 3.-Mantener suficiente presión en el fondo del pozo para prevenir la intrusión de arenas. 4.-Prevenir la conificación1 de gas. 5.-Prevenir la conificación de agua. Los porta-estranguladores son aditamentos que se utilizan para colocar los estranguladores en su interior y que a su vez, reducen el área de flujo de los hidrocarburos hacia los separadores. Están colocados después de las válvulas laterales del pozo, ya sean los que comunican con la tubería de producción de una u otra rama (según, el amarre del pozo). O las que comunican con la tubería del revestimiento. 1.-tuerca 2.-arandela 3.-volante 4.-tornillo candado 5.-tubo graduado 6.-tuerca del bonete 7.-bonete 8.-tapon 9.-tornillo candado 10.-anillo ¨o¨ 11.-anillo de aguante 12.-empaque ¨j¨ 13.-anillo retenedor 14.-agua 15.-asiento 16.-esparciador 17.-cuerpo 18.-placa de identificación 19.-tornillo de la placa

7. TIPOS DE ARBOLITOS COSTA AFUERA PLATAFORMAS PETROLERAS

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7.1.

Arbolito de produccion Submarino.

son conjuntos o ensamblaje de valvulas, bridas, pasos de flujo, configurados de tal manera que el fluido y la presion desde el pozo pueden ser controlado tanto con objetivos de seguridad como de operativos las funciones tipicas de un arbol de navidad: Dirigir el fluido producido desde el pozo hacia el flowline (arbon de produccion) o canalizar la inyeccion de agua o gas hacia la formacion (llamado arbol de inyeccion) regular el caudal de fluido a travez de choke o estrangulacion MOnitorear parametros del pozo, presion de pozo, presion de anulo, temperatura, deteccion de arena y otros. Sacar de servicio la produccion o la inyeccion de forma segura mediante las valvulas actuadas por el sistema de control inyectar en el pozo o en el flowline ciertos fluidos, tales como inhividores de corrosion o de formacion de hidratos

Un arbol de produccion costa afuera esta compuesto por:

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” 7.1.1. Valvula maestras abre y cierra el orificio principal que contienen hidrocarburos; un arbol puede tener uno o dos valvulas maestras de produccion. 7.1.2. Valvula lateral (wing) de produccion Controla el flujo dehidrocarburos en las flowlines. 7.1.3. valvulas de cruce (crosover) Controla el flujo entre la tuberia de produccion y el anillo. 7.1.4. Valvulas maestra del anulo (annulus master) Abre o cierra el orificio anular 7.1.5. Valvula lateral del anulo (annulus wing) Controla el flujo de flowline de produccion umbilical al anulo.

7.1.6. Valvula de limpieza (swab) de produccion Proporciona accseso a la perforacion a la operacion de produccion durante la reentrada de workover. 7.1.7. Valvula del nulo de limpieza (swab) Proporciona acceso al orificio anular durante la reentrada para tareas de workover. 7.1.8. Valvulas de inyeccion en el arbol Controla la inyeccion de sustancias quimicas en el orificio de produccion en el arbol. 7.1.9. Valvulas de seguridad submarina controlada desde lasuperficie (SCSSV):

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” Esta montada al arbol. 

Valvula de inyeccion bajo el arbol: Es una valvula actuada por ROV, del tipo esclusa, que permite la inyeccion de quimicos hacia el fondo del pozo, debajo del arbol

Actualmente exiten diferentis arboitos de produccion, estas dependen del tipo y la profundidad a la que se dease instalar pueden ser tales como:

7.2.

Arbol convencional (vertical) VXT

las Valvulas estan contenidas en el cuerpo del arbol y se introducen en el orificio central. esa configuracin limita la intervencion, incluso el workover liviano. El arbol debe ser liberado del cabezal del pozo y sacado a la superficie. los pozos denber ser completados devido a su flexibilidad de instalacion y operacion si de antemano se preve que el pozo no requiera de intervencion es casi la opcion por defecto

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7.3.

Arbolito horizontal HXT

Las valvulas de control estan afuera del orificio central los caminos de flujo se encuentra a los laterales del cuerpo del arbo esto le da al arbol suconfiguracion horizontal El orificio central es mas bien un carretel no comprometido hasta el colgante del tubing de produccion fue desarrolado en los ultimos años. Es altamente beneficioso cuando se presentan un alto numero de intervenciones.

7.4.

Criterios de seleccion entre el VXT y HXT

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” el costo del HXT es de 5 a 7 veces mas que el arbol VXT un VXT es mas grande y pesado. es un factor clave en instalaciones con area limitada La terminacion del pozo es otro factor en la seleccion del HXT o VXT  

Si el pozo es terminado pero el arbol aun no esta preparado HXT, el pozo puede ser compltado despues de la instalacion

Los HXT se aplican en reservorios complejos o aquellos que necesitan frecuente workover que requieren la recuperacion del tubing. No se recomienda en el campo gasifero VXT es mas frecuentemente elegido en el reservorio simple o cuando la frecuencia de la recuperacion del tubing por workover es baja.

7.5.

Manifolds (colectores)

Arreglo de cañerias, valvulas, diseñadas para combatir, distribuir, controlar y a veces monitorear elfluido de los fluidos de reservorio. funcion   

interfase entre pozo y ductos de produccion recoleccion de los fluidos de pozos individuaes Distribuicion de los sistemas hidraulicos y electrico

   

Soporte y produccion de cañerias y valvulas Suministrar puntos de izaje para recuperar instalaciones submarinas interface con ROVs durante sus intervenciones proveer de las facilidades necesarias para realizar pigging de ida y vuelta

8. RIESGOS DE OPERACIÓN EN PLATAFORMAS PETROLERAS La operativa de las plataformas petrolíferas está expuesta a riesgos debido a que su propia naturaleza (extracción de sustancias volátiles a veces bajo presión extrema) favorece la ocurrencia de accidentes con regularidad. Entre 2001 y 2010, ocurrieron 69 muertes en plataformas fuera de la costa, 1.349 heridos y 858 incendios y explosiones en el Golfo de México según el Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement de Estados Unidos (la Oficina de Administración, Regulación y Ejecución de Energía Oceánica).

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” Existen otros riesgos derivados de su actividad, como el hundimiento de tierra como consecuencia del vaciamiento del yacimiento o problemas ecológicos por los derrames de petróleo producidos.

9. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN COSTA AFUERA Al igual que las líneas de producción en tierra se aplican la misma función en plataformas de producción. Estas líneas se instalan en el fondo del mar conectando el arbolito de producción al colector de producción en el fondo marino y jalando una o más líneas del colector de fondo al colector que se encuentra en la plataforma. Estas líneas pueden ser:

9.1.

Líneas independientes

Que llevan la producción de cada pozo a la estación de tratamiento. Allí se fiscaliza la producción de cada pozo, se separan y tratan los fluidos y se bombea el petróleo a un centro de recolección, a una refinería o a un punto de venta.

9.2.

Línea Cluster.

El cual consiste en llevar la producción de un grupo de pozos, a través de sus líneas de tubería hasta una tubería de mayor capacidad o troncal. Los fluidos recolectados en esta troncal se pueden reunir con lo recolectado en otros grupos de pozos llega a la estación de tratamiento a través de troncales generales de recolección. En algunos sistemas de colección tipo Cluster se utiliza un equipo portátil de medición o un medidor multifasico en línea para el control de producción de los fluidos de cada pozo. La siguiente figura ilustra estos tipos de sistemas de recolección.

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” Linea Independiente

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Linea Cluster

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE”

10.

ÁREA DE SEPARADORES.

Al igual que el proceso de de los Hidrocarburos en tierra se utilizan los mismo equipos para poner en condiciones de transporte ya sea el petróleo o el gas.

10.1.

Separadores

Una vez que el fluido haya entrado a la plataforma esta se dirige al área de separación de primera etapa, estos separadores separan los fluidos en 3 faces petróleo, gas y agua. Eso dependerá mucho de tipo de fluido que se desea acondicionar para el transporte del producto, tanto petróleo como gas.

10.1.1.

Separadores Horizontales

Se usan generalmente cuando la producción de gas empieza a ser alta, la producción de líquido es más o menos uniforme y no se presentan variaciones bruscas en el nivel de fluido dentro del separador. Cuando hay producción alta tanto de líquido como de gas se usan los separadores horizontales de dos tubos en el cual. En el tubo superior se maneja el gas y en el inferior el líquido.

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE”

Para una operación eficiente y estable sobre un amplio rango de condiciones, un separador está constituido por las siguientes secciones: Sección primaria: Es donde se efectúa la separación de la mayor porción de liquido de la corriente y reduce la turbulencia del flujo. Esta separación se efectúa a través de un cambio de dirección se efectúa a entrada tangencial, la cual imparte un movimiento circular a los fluidos (induciendo una fuerza centrifuga al flujo), reduciendo a la vez velocidad de los mismos.

Sección secundaria: Es donde se remueve las pequeñas gotas de liquido. La mayor fuerza de separación en esta sección es la turbulencia y velocidad del gas a la entrada y disponer de la longitud suficiente de separación.

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE”

Sección de extracción de niebla: Esta sección remueve las gotas más pequeñas de líquido que no lograron eliminar en la sección primaria y secundaria. El choque o Fuerza centrifuga son los mecanismos de separación en esta parte del separador.

Sección de almacenamiento de liquido: En esta sección se almacena y descarga el liquido separado de la corriente de gas esta parte del separador debe tener suficiente capacidad para manejar posibles baches de liquido, de tal manera que el liquido separado, no sea arrastrado por la corriente de gas.

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE”

11.

ETAPAS DE SEPARACIÓN

11.1.

Primera Etapa

Durante esta etapa el fluido pasa al seprador.la parte liquida se drena por la parte inferior y el gas por la parte superior del separador.

11.1.1.

Tratamiento del petróleo

En esta etapa luego de pasar la primera separación el petróleo pasa por un proceso de remoción de sólidos, líquidos y sales que quedaron en el petróleo durante la separación de la primera etapa. EL petróleo pasa por un tratador de petróleo el cual usa como medio, campos eléctricos para su separación. Un campo eléctrico de corriente alternada provoca un alongamiento de las partículas de agua en su dirección creando una fuerza de atracción entre las partículas próximas enriqueciendo las partículas de emulsificantes naturales. Induciendo la coalescencia y posteriormente la decantación de las gotas de agua el petróleo que sale de esta etapa pasa a los enfriadores intercambiadores de calor en placas paralelas. El fluido de enfriamiento es el agua de mar luego de que el petróleo baje su temperatura a 58 °C El petróleo pasa a un separador atmosférico, durante esta separación el petróleo libera partículas de gas, maximizando la remoción de gas del petroleo. Finalmente el petróleo pasa a los tanques de plataforma para su posterior almacenamiento.

11.1.2.

Tratamiento de gas.

El gas sale de la primera etapa de separación, el gas arrastra partículas de agua y sólidos que no se pudieron remover en la primera etapa de separación y para ellos se procese a la deshidratación del gas.

11.1.3.

Deshidratación de gas.

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” El gas necesita ser comprimido y deshidratado para ser utilizado. Este proceso se lo realiza para evitar que se formen cristales en las tuberías y evitar problemas de corrosión y obstrucción en la planta. Para ellos se procede a la remoción líquidos del gas. Mediantes un proceso de deshidratación con glicoles que consiste en: El gas pasa por una torre, mediante el cual en la parte superior de la torre se inyecta tri-etilen glicol. El Glicol es inyectado por la parte superior de la torre, estos glicoles durante su descenso atrapan partículas de agua en la torres y posteriormente se deja caer en la parte inferior de la torre deshidratadora. El glicol hidratado pasa a un proceso de recuperacion de glicoles el cual consisten se separar el glicol del agua atrapado para luego ser reinyectado a la mista torre. Por la parte superior la torre sale el gas, libre de partículas de agua, una vez el gas puesto en condiciones estándares de almacenamiento y transporte, pasa a ser comprimido y almacenado para su posterior comercialización.

11.1.4.

Tratamiento de Agua y reinyección

Una vez removido el agua del petróleo y del gas. El agua pasa por un tratamiento de Endulzamiento y remoción de sólidos. Luego de ser tratado, el agua es inyectado a la formación de producción para reponer la energía del al pozo.

12.

Problemas externos

12.1.

Accidentes y derrames de petróleo en el mar

En julio de 1988, 167 personas murieron cuando la plataforma Piper Alpha de la empresa Occidental Petroleum Corporation, que se ubicaba en el campo de Piper en el sector británico del Mar del Norte, estalló después de una fuga de gas y se hundió en 22 minutos.

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” En el accidente fallecieron 166 de las 232 personas que trabajaban en la plataforma. Una más murió al día siguiente. La mayoría de las muertes no se debieron al siniestro en sí (en el cual murieron dos trabajadores), sino a que que esperaban ser rescatados en helicóptero en la zona de alojamiento, pues no había planificada ninguna otra forma de escape. Pero esta no era a prueba de humo, por lo que murieron por inhalación de monóxido de carbono. De las personas rescatadas, 23 salvaron sus vidas por arrojarse al mar. Además, las otras dos plataformas en la zona, que enviaban petróleo a la costa a través de la Piper continuaron haciéndolo a pesar de las advertencias de los barcos en la zona, porque pensaban que en la plataforma podrían controlar el incendio.

Incendio de la plataforma petrolífera Deepwater Horizon.

Derrame de petróleo producido por el accidente anterior. La mancha de petróleo se ve como hilos grises y blancos en dirección noreste.

12.2.

Daño local y ecológico

El campo de petróleo Goose Creek fue el primer sitio en el que ocurrieron hundimientos de tierra atribuidos a la remoción del petróleo bajo la superficie.

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” Debido a ello viviendas, carreteras, empresas e incluso partes del yacimiento que estaba en tierra a principios del siglo XX cuando el campo comenzó a ser explotado, en 1991 ya se encontraban bajo el agua de la bahía Tabbs. El hundimiento inducido por el movimiento a lo largo de las fallas en el campo también causó algunos terremotos de origen local en el área de Houston. Entre 1922 y 1927 la explotación comercial de petróleo en el Lago Maracaibo fue muy intensa, hasta su disminución por la merma del recurso y la falta de competitividad frente a la caída de los precios del crudo en Estados Unidos. Ese período de actividad trajo consigo múltiples problemas ambientales. Uno de los primeros fue el vertido de crudo en las propias aguas del lago, aunque el mismo se utilizaba además para aprovisionar de agua dulce a la población, los operarios y la operativa general de las empresas petroleras. Como resultado el agua se había vuelto negra, imposibilitando su uso doméstico tanto para beber como para las tareas domésticas (cocinar, lavar la ropa, etc). La pérdida del lago como recurso de agua potable se vio reforzada por el ingreso mensual de miles de litros de agua salada debido a las operaciones de lastre y alijo de los barcos petroleros (que en aquella época eran barcos a vapor). Esto encareció el precio del agua, disminuyó la pesca y otras actividades similares en la zona y afectó otras especies marinas como las aves acuáticas. El agua negra también se pegaba en la piel de los habitantes de las zonas aledañas y ensuciaba la arena de la costa. Parte de los derrames se debían a las propias maniobras de extracción (mayor presión en las mangas, por ejemplo) y otras a la operativa para cargar el crudo en los vapores. Se constituyó una comisión para investigar las múltiples denuncias que los vecinos habían realizado durante años, y en conjunto con una ley de vigilancia (aprobada el 11 de julio de 1928) se hicieron numerosas recomendaciones para mejorar la situación que fueron acatadas por algunas empresas. Sin embargo, no fue cumplido por todas, e incluso se realizaron tareas de dragado para permitir el acceso de barcos de mayor calado, acelerando su salinización.

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MODULO V “FACILIDADES DE SUPERFICIE” Construcción de la plataforma Brent Sparen Holanda, en 1975.

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