Planta de producción de petróleo

Las opciones de exportación de petróleo y gas y su despliegue en todo el mundo son las siguientes:

• petróleo crudo estabilizado
  • Presión de vapor Reid RVP < 11  psi (0,76 bar)
  • Sedimentos básicos y agua (BS&W < 1% en volumen)
  • Golfo de México, costa este de Canadá, África Occidental, Indonesia .
• Crudo húmedo no estabilizado
  • Presión de vapor real 150  psia (10,3 bara)
  • BS&W 2%
  • Mar del Norte, Azerbaiyán , Golfo de Suez , Trinidad .

La eliminación de gas puede tomar una o más de las siguientes rutas: ^{[ 5 ]}

En la zona central y norte del Mar del Norte, el gas se transporta a las terminales de St Fergus o Teesside mediante un pequeño número de  gasoductos de gran diámetro (36 pulgadas, 91,4 cm). Estos operan a una presión de 1600 a 2500  psig (110 a 172 bar) en la fase densa, es decir, por encima de la presión crítica. La operación en la fase densa ofrece varias ventajas:

• Es más eficiente transportar gas a alta presión a largas distancias.
• Elimina el problema del flujo multifásico.
• elimina la necesidad de tratar el gas mediante la reducción del punto de rocío de hidrocarburos.

Estas ventajas se ven contrarrestadas por la compresión adicional requerida y la necesidad de tuberías de paredes más gruesas y más caras. ^{[ 4 ]}

Otro aspecto a considerar es el número de trenes de separación y el número de etapas de separación. Los trenes de las instalaciones de procesamiento operan en paralelo, y las etapas se operan en serie secuencial. El número de trenes depende de los caudales, la disponibilidad de la planta y el área disponible del terreno. Los trenes individuales pueden procesar de 150 000 a 200 000 barriles de petróleo por día (23 847 – 31 797  m³ / ^día ). El tamaño de los recipientes puede ser de hasta 14 a 19 pies (4,3 a 5,8 m) de diámetro y hasta 30 pies (9,1 m) de largo. Los recipientes en las instalaciones de aguas profundas del Golfo de México tienen de 12 a 14 pies (3,7 a 4,3 m) de diámetro y de 60 a 70 pies (18 a 21 m) de largo. ^{[ 4 ]}    

El número de etapas de separación depende de:

• presión en la cabeza del pozo
• la relación gas/petróleo
• la especificación de presión de vapor del flujo de exportación de petróleo crudo

Los separadores de primera etapa en el Golfo de México suelen operar a una presión de 1500 a 1800  psi (103,4 a 124,1 bar). Funcionan como separadores bifásicos de líquido y vapor con un tiempo de residencia del líquido de 1 a 2 minutos. El agua producida se elimina en el separador trifásico de baja presión (BP). Este opera a una presión de 150 a 250  psi (10,3 a 17,2 bar). ^{[ 4 ]}

En el Mar del Norte, los separadores de primera etapa generalmente operan a < 750  psi (< 51,72 bar). Estos funcionan como separadores trifásicos (vapor, petróleo y agua) y están dimensionados para proporcionar un tiempo de residencia del líquido de 3 a 5 minutos. Las presiones se ajustan para maximizar la separación de gases a la mayor presión posible. En el Golfo de México son comunes hasta 5 etapas de separación y en las plataformas del Mar del Norte hasta 4 etapas. ^{[ 4 ]}

En la tabla se muestra el rendimiento, el número de trenes, las etapas de separación y la presión del separador de la primera etapa para una serie de instalaciones marinas históricas. ^{[ 3 ] [ 6 ]}

En las plantas de procesamiento de petróleo se utilizan diversos materiales de construcción. El acero al carbono se usa ampliamente debido a su bajo costo. Sin embargo, no es adecuado para ambientes corrosivos, donde se requieren aleaciones y otros materiales resistentes a la corrosión. La tabla muestra los materiales típicos para su uso en una planta que procesa fluidos ácidos. ^{[ 7 ]}

La planta de producción puede considerarse que comienza después de la válvula de ala de producción en el árbol de Navidad del pozo petrolero . Los fluidos del yacimiento de cada pozo se canalizan a través de una línea de flujo hasta una válvula de estrangulación , que regula el caudal y reduce la presión de los fluidos. ^{[ 2 ]} Las líneas de flujo de cada pozo se reúnen en uno o más colectores de entrada. Estos se proporcionan para cada tren u operan a diferentes presiones para igualar la presión de la cabeza del pozo con las diversas presiones del separador. Los colectores de alta presión se dirigen a un separador de primera etapa , que separa las tres fases fluidas. El agua producida , la fase más densa, se deposita en el fondo del separador, el petróleo flota sobre la fase de agua producida y el gas ocupa la parte superior del separador. ^{[ 8 ]} El separador está dimensionado para proporcionar un tiempo de residencia del líquido de 3 a 5 minutos, que es suficiente para el petróleo crudo ligero (>35° API) como el producido en el Mar del Norte. En el Golfo de México, el separador de primera etapa funciona como un recipiente de dos fases (gas y líquido), y está dimensionado para proporcionar un tiempo de residencia del líquido de 1 a 2 minutos.

La arena y otros sólidos del yacimiento tienden a depositarse en el fondo de los separadores. Si se permite su acumulación, los sólidos reducen el volumen disponible para la separación de petróleo, gas y agua, disminuyendo así la eficiencia. El recipiente puede desconectarse, vaciarse y los sólidos retirarse manualmente. También se pueden utilizar tuberías de inyección de agua en la base del separador para fluidizar la arena, la cual se drena a través de las válvulas de drenaje en la base.  

El petróleo procedente del separador de primera etapa puede enfriarse o calentarse en un intercambiador de calor para facilitar una mayor separación. Los yacimientos del Mar del Norte suelen operar a temperaturas más elevadas, por lo que es posible que no se requiera calentamiento. Los yacimientos del Golfo de México suelen operar a temperaturas más bajas, por lo que se requiere calor para cumplir con las especificaciones de vapor de exportación y BS&W . Las temperaturas de operación típicas oscilan entre 140 y 160 °F (60 y 71 °C) . ^{[ 4 ]}  

El petróleo se dirige entonces a un separador de segunda etapa, que opera a una presión menor que la primera etapa para separar aún más el petróleo, el gas y el agua, o a un coalescedor para eliminar aún más el agua. ^{[ 8 ]} Varias etapas de separación, que operan a presiones sucesivamente más bajas, tienen como objetivo reducir la cantidad de gas disuelto y, por lo tanto, reducir el punto de inflamación del petróleo para cumplir con la especificación del petróleo de exportación. ^{[ 9 ]} Para caudales de petróleo más altos, pueden ser necesarios trenes paralelos de separadores para manejar el flujo y proporcionar capacidad de reducción de caudal. ^{[ 2 ]} La etapa final de separación puede ser un coalescedor electrostático. Estos pueden lograr un contenido de agua del 0,5 % en volumen; los flujos de diseño típicos son del orden de 200 bopd/ft ² . ^{[ 4 ]}

Un separador de prueba (véase el diagrama) permite determinar el rendimiento de cada pozo. Cada pozo se conecta al colector de prueba, que dirige los fluidos al separador. Allí se produce una separación trifásica en petróleo, vapor y agua producida. Los caudales de estas fases se miden con precisión a medida que los fluidos descienden a los puntos de menor presión en la línea de producción. Estos caudales determinan el rendimiento del pozo en términos del caudal máximo, la relación gas-petróleo y el contenido de agua.

Algunos yacimientos petrolíferos son ácidos, con altos niveles de dióxido de carbono (CO₂ ₎ y sulfuro de hidrógeno (H₂S ₎ . La separación a alta temperatura desplaza estos gases a la fase gaseosa. Sin embargo, el crudo aún puede contener compuestos ácidos por encima del límite de especificación típico de H₂S _en crudo de < 10 ppmw. Se utiliza una columna de platos, donde el crudo ácido se alimenta por la parte superior y el gas de arrastre se introduce por la parte inferior. ^{[ 4 ]}

Desde la etapa final de separación, o desde el coalesador, el petróleo puede enfriarse para cumplir con las especificaciones de exportación o para limitar las tensiones térmicas en la tubería ascendente de exportación de petróleo. El petróleo se mide para medir con precisión el caudal ^{[ 10 ]} y luego se bombea a través de un oleoducto a la terminal en tierra. Algunas instalaciones, como las estructuras de base de gravedad de hormigón y las FPSO ( unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga) , tienen tanques de almacenamiento de petróleo integrados que se llenan continuamente con petróleo y se descargan periódicamente en buques petroleros .

El agua producida proveniente del separador y del coalescedor se dirige a un desgasificador que opera a presión casi atmosférica para eliminar el gas disuelto. En los inicios de la industria offshore, se utilizaban separadores de placas paralelas para limpiar el agua producida antes de su vertido al mar. Los hidrociclones, más compactos, se introdujeron en la década de 1980. ^{[ 1 ]} Un hidrociclón elimina el petróleo y los sólidos arrastrados del agua producida, que luego pasa al desgasificador y puede reinyectarse en el yacimiento o verterse al mar. Se utiliza una planta de flotación por gas inducido cuando la planta de hidrociclón/desgasificador no puede cumplir con la especificación de petróleo en agua. Para su vertido al mar, el agua debe tener un contenido de petróleo inferior a aproximadamente 30 partes por millón (ppm) de petróleo en agua. ^{[ 11 ]} En las instalaciones del Mar del Norte, las temperaturas de operación más altas permiten alcanzar una concentración de petróleo en agua superior a 20 ppmw. ^{[ 4 ]}

El gas asociado de la parte superior del separador o separadores también se conoce como gas de destello o gas húmedo, ya que está saturado de agua e hidrocarburos líquidos. El gas se suele dirigir a través de depuradores , compresores y enfriadores para aumentar su presión y eliminar los líquidos. ^{[ 2 ]} Los depuradores son recipientes verticales que permiten la eliminación y separación de líquidos de una corriente de gas. Los enfriadores se ubican después de un compresor para eliminar el calor de compresión. Los compresores centrífugos se utilizan a menudo en plataformas marinas. Son más compactos y ligeros que las máquinas alternativas y sus costos de mantenimiento son menores. Estas últimas se utilizan cuando solo se manejan pequeños volúmenes de gas. Los compresores centrífugos pueden ser accionados por turbinas de gas o motores eléctricos. ^{[ 4 ]}

El gas seco puede exportarse, utilizarse para la inyección de gas , quemarse en antorcha, emplearse como combustible para los generadores de energía de la instalación o, tras una compresión adicional, reinyectarse en el yacimiento . El gas exportado se mide con precisión para determinar el caudal antes de enviarlo a la terminal terrestre mediante gasoducto. Es posible que se requieran otros procesos de tratamiento.

El fluido calefactor generalmente se calienta mediante la recuperación del calor residual de los gases de escape de las turbinas de gas de generación de energía. La temperatura requerida generalmente no supera los 204 °C (400 °F) y se utilizan fluidos a base de aceite mineral. ^{[ 4 ]} También se utilizan agua caliente a presión, vapor y mezclas de glicol/agua, aunque las temperaturas generalmente se limitan a < 149 °C (300 °F) . En instalaciones más pequeñas, los elementos calefactores eléctricos pueden ser la opción más adecuada para calentar los fluidos. ^{[ 4 ]}    

El enfriamiento de procesos puede realizarse utilizando aire, agua de mar (conocido como enfriamiento directo) o un medio de enfriamiento compuesto por una mezcla de glicol (TEG)/agua al 30%, conocido como enfriamiento indirecto. ^{[ 4 ]} Las instalaciones del Mar del Norte suelen estar bastante congestionadas y no disponen de espacio para la amplia superficie necesaria para los intercambiadores de calor enfriados por aire. Los intercambiadores de calor enfriados por agua ocupan una superficie relativamente pequeña. Las instalaciones del Mar del Norte a menudo cuentan con sistemas de inyección de agua . Estos requieren el bombeo de grandes volúmenes de agua de mar. Por lo tanto, el costo incremental de usar agua de mar para el enfriamiento se reduce considerablemente. Además, la menor solubilidad del aire en agua caliente es una ventaja, ya que el aire debe eliminarse del agua de inyección. La baja temperatura del agua del Mar del Norte reduce el tamaño de los intercambiadores de calor. El enfriamiento indirecto tiene menos probabilidades de presentar problemas de corrosión que el enfriamiento directo con agua de mar, que puede requerir metales más caros como aleaciones de cobre, titanio o Inconel . Los sistemas de enfriamiento tienen un CAPEX menor . El fluido limpio permite el uso de intercambiadores de calor de circuito impreso, que ofrecen ahorro de espacio y peso. ^{[ 4 ]}