Traduccion Manual De Ingles Tecnico Petrolero 6k173t

2.1 Instalaciones 1.- Plataformas terrestres 2.- Costa fuera, Fijas, Multiplataforma 3.- Costa fuera, Fijas, Plataformas Sostenibles 4.- Costa fuera, Plataformas de concreto gravitatorio 5.- Costa fuera, Flotantes, Anclaje de punto sencillo 6.- Almacenamiento, Buques 7.- Costa fuera, Flotantes, Plataformas de piernas tensionadas 8.- Cabezal submarino 2.1.1 Terrestre Producción terrestre es económicamente viable de unos cientos de barriles al día. Petróleo y gas es producido de millones de pozos alrededor del mundo. En particular la recolección del gas puede ser muy larga, con la producción de miles de pozos, y miles de kilómetros apartados, alimentándolos a través de la recolección dentro de la planta de procesamiento. La imagen muestra un equipo de perforación equipado con una varilla de succión (bomba Burro) frecuentemente asociado con la producción de petróleo terrestre. Sin embargo, como podemos ver, hay muchos caminos de extracción el petróleo de un flujo del pozo no libre. Para yacimientos más pequeños, el petróleo es simplemente recolectado en un tanque y recolectado en intervalos regulares por carros tanques o carros de rieles para ser procesado en la refinería. Pero los pozos terrestres ricos en petróleo están en áreas con altas capacidades de miles de barriles por día, conectado a 1,000,000 de barriles diarios en la planta de separación de petróleo y gas. El producto es enviado de la planta por pipas o cisternas. La producción puede venir de muchos propietarios. Midiendo y registrando las corrientes individuales de pozos, dentro de la recolección son tareas importantes. Recientemente el crudo muy pesado, las arenas bituminosas y las lutitas han sido económicamente extraíbles con altos precios y nuevas tecnologías. El crudo pesado necesita calentamiento y dilución para ser extraído, las arenas bituminosas pierden sus componentes volátiles y son encontradas en minería o puede ser extraída con vapor. Esto podrá ser procesado para separatar el Bitumen de la arena. Aquellas reservas pueden contener mas del doble de hidrocarburos encontrados en los yacimientos convencionales. 2.4 Costa Fuera Costa fuera, dependiendo del tamaño y profundidad un rango de agujeros de diferentes estructuras serán usadas. En los últimos años hemos visto instalaciones en el fondo marino con tubería multifasicas en la costa y terrestre en lo alto de toda la estructura. Reemplazando el exterior de las torres de los cabezales, la perforación de desviación es usada para alcanzar diferentes partes del yacimiento de algunos cabezales en lugares agrupados. Algunas estructuras comunes de costa fuera son:

Complejo de aguas someras: Caracterizado por plataformas independientes con diferentes partes del proceso y utilerias conectados con pasillos. Las plataformas individuales se describirán como plataforma de perforación, plataforma de enlace, plataforma de procesamiento, plataforma habitacional y plataforma de generación de poder. La imagen muestra el centro del campo Ekofisk por Petroleos Phillips. Típicamente encontrado en aguas profundas arriba de 100 metros. Base Gravitatorio: Estructuras fijas enormes de concreto encontradas en el fondo, típicamente con celdas de almacenamiento de petróleo en los faldones que descansa en el fondo del mar. La larga estructura recibe todas las partes del proceso y utilierias en modulos alargados. Típicamente por los 80s y 90s los campos largos en aguas profundas de 100 a 500. El concreto fue enfocado en la costa, con suficiente aire en las celdas de almacenamiento para mantener la estructura flotante hasta que subiera y bajara en el lecho marino.

2.2.4 Compresión de Gas El gas proveniente Para cambiar el mismo tipo de compresión Scrubbers (separadores) Droplets (precipitado) Raw crudo Pipeline quality líneas de proceso

2.2.5 Medicion, Almacenamiento y Exportacion Algunas plantas no permiten el almacenamiento local del gas, pero el petróleo es frecuentemene cargado en un vessel, tal como un buque que toma el petrole a un tanque terminal, o un transporte directamente a el crudo. Carrier - Transporte Rely on – depende de Hull – casco Once a – alrededor de Tank farm patio de tanques Delays – retraso Manage – manejar

Ownership – propietario Invoicing – factura Revenue sharing – pago Accuracy – exacto Thickness – grosor Roundness – redondez Fittingly – equipada Pigging – corrida del diablo Ranging – rango Jetties – choros Dock – muelle

2.3 sistemas de utilidad

3 Yacimientos y cabezales Differ slightly – diferencia ligera Artificial lift – levantamiento artificial

3.1 Petroleo Cruo y gas natural 3.1.1 Petroleo Crudo Sucker rod pump, Beam Pump, Donkey Pump, Roking horse pump, Jack pump, pump jack – Bimba Tar – alquitran, asfalto Will yield –cedencia Yield - cedencia

3.2 Gas natural

3.3 Condensados Chalk – tiza, gis Jeaking out – fuga

Folded – doblarse Uplifted – doblarse curvarse Cracking – fisura Soaked sands – arena humeda Strip mined – estratos Reforming – reformado Depleted – acabado, emana, emanado Enhanced oil recovery –petroleo recuperado mejorado

Pagina 35 Artificial lift – bombeo artificial Train -

4.2 Separación Como se describió anteriormente, la corriente de pozo puede consistir de petróleo crudo, gas, condensados, agua y varios contaminantes. El propósito de la separación es separar el flujo en fracciones considerables. 4.2.1 Pruebas de separador y prueba de pozo La prueba de separador son usados para separar el flujo del pozo en uno o más pozos para el análisis y detalles de la medición del flujo. En este caso el enfoque de cada pozo bajo diferentes condiciones de flujo de presión puede ser determinado. Esto normalmente toma lugar cuando el pozo está bajo producción y después en intervalos regulares, típicamente 1- 2 meses y se medirá el total y la velocidad de flujo de los componentes bajo diferentes condiciones de producción. Un comportamiento no deseado tal como una acumulación de líquido o arena puede ser determinado La separación de los componentes es analizada en el laboratorio para determinar la composición de los hidrocarburos del petróleo y condensados. La evaluación de separación también pude ser utilizado para producir gas combustible para la generación de potencia para cuando el proceso principal no está corriendo. En lugar de una prueba de separación uno podría usar un medidor de flujo de tres fases para ahorrar peso. 4.2.2 separadores de producción Los principales separadores son de tipo gravitatorio. En la derecha podemos ver los principales componentes acerca de la primera etapa de separación. Como se mencionó los estranguladores de producción reducirá la presión en alta presión en el múltiple y la primera etapa de separación alrededor de 3-5 Mpa (30 – 50 Veces la presión atmosférica). La temperatura de entrada esta frecuentemente en el rango de 100 – 150 °C. En el ejemplo de la plataforma, la corriente del pozo es más frio debido a los pozos submarinos y la tubería hermética.

La presión es frecuentemente reducida en muchas etapas, aquí tres etapas son usadas, para permitir una separación controlada de los componentes volátiles. El propósito es lograr una recuperación máxima del líquido y estabilizar el aceite y gas, y separar el agua. Una gran reducción en la presión en una separación simple puede causar un flasheo guiando a la inestabilidad y riesgo a la seguridad. El periodo de retención es normalmente de 5 minutos permitiendo que el gas burbujee, el agua se asienta en el fondo y el petróleo es sacado o liberado en medio. En esta plataforma el agua es cortada. (Porcentaje de agua en el flujo de pozo) es casi 40% el cual es bastante alta. En la primera etapa del separador el agua contenida es típicamente reducida a menos del 5%. En la entrada del crudo hay un tanque de retención que reducirá el efecto de golpeteo. (Grandes burbujas de gas o conexión de líquido). Sin embargo algunas turbulencias son considerables cuando son liberadas las burbujas de gas más rápido que un flujo laminar. Al final hay barreras hasta ciertos niveles para evitar el regreso del aceite y el agua separado. El principal lazo de control es el lazo de control de nivel de aceite (EV0101 sobre 20) controlando la salida del flujo de aceite en la derecha y el lazo de presión de gas en la cima (FV0105 sobre 20) estos lazos son operados por el sistema de control. Una función importante es también prevenir el paso de flujo del gas que pasa cuando el nivel bajo causa que el gas salga a través de la salida de aceite causando una vaporización de presión alta. Generalmente hay mucho más instrumentos y dispositivos de control montados en el separador. Esto será discutido después. La salida de líquido del separador será equipado con un purga para reducir la distribución del líquido dentro de las placas. Esto es básicamente una trampa de brida para romper cualquier formación de vórtice y asegurar que el líquido sea separado, es tapado y no mezclado con aceite o agua eliminada a través de estos vórtices. Similarmente la salida de gas equipado con mallas, los filtros removerán las gotas del líquido en el gas Las válvulas de emergencias son válvulas seccionadas que separaran los componentes del proceso y válvulas de caída de fluido que permitirá el exceso de hidrocarburos para ser quemado en el mechero. Algunas válvulas son operadas si las condiciones de operación críticas son detectadas o comandadas en un manual por un dedicado sistema de apagado de emergencia. Esto puede involucrar apagados parciales y secuencia de apagados desde el mechero que no puede ser accedido manualmente y baja el flujo total de todos las secciones de proceso simultáneamente. Un diseño de producción de 45000 bpd con gas y 40 % de agua cortada da alrededor de 10 m3 a los cabezales por minuto. Estos también necesitan suficiente capacidad para manejar normalmente el golpeteo de los pozos y la tubería hermética. Esto significa que el separador tiene que ser alrededor de 100 m3 por ejemplo un cilindro con diámetro de 3 metros y longitud de 14 metros. En el rango de presión de operación esto significa una parte del equipo muy pesado, normalmente alrededor de 50 toneladas para este tamaño. Estos limitan el número de etapas prácticas. Otros tipos de separadores tales como los separadores verticales, ciclónicas (Separación centrifuga) puede ser usado para ahorrar peso, espacio o una separación improvisada (se verá después). También tiene que ser una cierta diferencia de presión mínima entre cada etapa para permitir satisfactoriamente el desarrollo en la presión y nivel de los lazos de control. Los aditivos químicos serán discutidos después. 4.2.3 Segunda etapa de separador

La segunda etapa de separación es bastante similar a la primera etapa en los separadores de alta presión. En adición a la salida de la primera etapa, también recibirá la producción de los pozos conectados a los múltiples de baja presión. La presión es ahora alrededor de 1 Mpa (10 Atm) y temperatura alrededor de 100°C. El agua contenida se reducirá alrededor del 2% Un intercambiador puede ser localizado entre el primer y segundo separador para rehervir la mezcla de aceite, agua, gas. Esto hará más fácil la separación del agua cuando inicialmente el agua cortada es alta y la temperatura baja. El intercambiador de calor es normalmente un tubo o tipo carcaza cuando el aceite pase a través de la tubería en un medio de enfriamiento localizado dentro y fuera de la carcasa. 4.2.4 Tercera etapa de separador. Aquí el separador final es un separador de dos fases, también llamado tambor de flasheo. La presión es ahora reducida alrededor de la presión atmosférica (100Kpa). Para que el último componente del gas pesado pueda calentarlo. En algunos procesos cuando la temperatura inicial es baja, podría ser necesario calentar el líquido (en un intercambiador de calor) de nuevo antes el tambor de flasheo lograra una buena separación de los compuestos pesados estos son lazos de control de nivel y presión. Como una alternativa, cuando la producción es principalmente gas y el resto gotas de liquido, tiene que ser separado fuera, el separador de dos fases puede ser un tambor de terminación (Knock-out Drum)(K.O.D)