Una planta de producción de petróleo es una instalación que procesa fluidos de producción de pozos petroleros para separar componentes clave y prepararlos para la exportación. Los fluidos típicos de producción de pozos petroleros son una mezcla de petróleo , gas y agua producida . Una planta de producción de petróleo se diferencia de un depósito de petróleo , que no cuenta con instalaciones de procesamiento.
La planta de producción de petróleo puede estar asociada con campos petroleros terrestres o marinos.
Muchas instalaciones marinas permanentes tienen instalaciones completas de producción de petróleo. [1] [2] Las plataformas más pequeñas y los pozos submarinos exportan fluidos de producción a la instalación de producción más cercana, que puede estar en una instalación de procesamiento costa afuera cercana o en una terminal terrestre. El petróleo producido a veces puede estabilizarse (una forma de destilación ), lo que reduce la presión de vapor y endulza el petróleo crudo "amargo" eliminando el sulfuro de hidrógeno, lo que hace que el petróleo crudo sea adecuado para el almacenamiento y el transporte. Las instalaciones marinas entregan petróleo y gas a terminales terrestres que pueden procesar aún más los fluidos antes de su venta o entrega a las refinerías de petróleo.
La configuración de las instalaciones de producción de petróleo en tierra depende del tamaño del campo petrolero. Para campos simples que comprenden uno o varios pozos, un tanque de almacenamiento de petróleo puede ser suficiente. El tanque se vacía periódicamente en un camión cisterna y se traslada a una refinería de petróleo . Para tasas de producción mayores puede ser apropiada una instalación de transferencia de camiones cisterna. [3] Para campos más grandes se requiere una instalación de procesamiento de tres fases completa. Los separadores trifásicos separan los fluidos del pozo en sus tres fases constituyentes: petróleo, gas y agua producida. El petróleo puede transferirse por carretera, por ferrocarril o por oleoducto hasta una refinería de petróleo. El gas se puede utilizar en el sitio para hacer funcionar motores de gas para producir electricidad o se puede canalizar a los usuarios locales. [3] El exceso de gas se quema en una antorcha terrestre. El agua producida puede reinyectarse en el depósito. Los campos pequeños pueden utilizar paquetes integrados portátiles, como tanques herméticos al vapor .
Véase, por ejemplo: Granja Wytch
Existe una amplia variedad de opciones para el procesamiento del aceite producido. Estos van desde un procesamiento mínimo en alta mar con todos los fluidos producidos enviados a una instalación en tierra, hasta un procesamiento completo en alta mar para fabricar productos con una especificación adecuada para la venta o uso sin ningún procesamiento adicional en tierra. La decisión sobre qué instalaciones proporcionar depende de varios factores: [4]
El Golfo de México y el Mar del Norte son dos zonas productoras maduras que han adoptado enfoques diferentes en cuanto a las instalaciones proporcionadas. Estos se resumen en la siguiente tabla: [5]
Las opciones de exportación de petróleo y gas y su despliegue en todo el mundo son las siguientes:
La eliminación de gas puede tomar una o más de las siguientes rutas: [5]
En el centro y norte del Mar del Norte, el gas se entrega 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 1600 – 2500 psig (110 – 172 bar) en la fase densa, es decir, por encima de la presión crítica. El funcionamiento en fase densa ofrece una serie de ventajas:
Estas ventajas se ven compensadas por la compresión adicional requerida y se necesitan tuberías de paredes más gruesas y más caras. [4]
Otra consideración es el número de trenes de separación y el número de etapas de separación. Los trenes de instalaciones de proceso operan en paralelo y las etapas funcionan en una serie secuencial. El número de trenes depende de los caudales, la disponibilidad de planta y el área de parcela disponible. Los trenes individuales son capaces de manejar entre 150.000 y 200.000 barriles de petróleo por día (23.847 – 31.797 m 3 /día). Los tamaños de los recipientes pueden tener hasta 14 a 19 pies (4,27 a 5,79 m) de diámetro y hasta 30 pies (9,14 m) de largo. Los buques en las instalaciones de aguas profundas del Golfo de México tienen de 12 a 14 pies (3,66 a 4,27 m) de diámetro y de 60 a 70 pies (4,27 a 21,34 m) de largo. [4]
El número de etapas de separación depende de:
Los separadores de primera etapa en el Golfo de México normalmente operan a 1500 a 1800 psi (103,4 a 124,1 bar), funcionan como separadores de líquido y vapor de dos fases con un tiempo de residencia del líquido de 1 a 2 minutos. El agua producida se elimina en el separador trifásico de baja presión (LP). Funciona a 150 –250 psi (10,3 – 17,2 bar). [4]
En el Mar del Norte, los separadores de primera etapa generalmente funcionan a < 750 psi (< 51,72 bar). Estos funcionan como separadores trifásicos (vapor, aceite y agua) y están dimensionados para proporcionar de 3 a 5 minutos de tiempo de residencia del líquido. Las presiones se establecen para maximizar la separación de gases a la presión más alta posible. Son comunes hasta 5 etapas de separación en el Golfo de México y hasta 4 etapas en plataformas en el Mar del Norte. [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 variedad de instalaciones marinas históricas. [3] [6]
En las plantas de procesamiento de petróleo se utiliza una variedad de materiales de construcción. El acero al carbono se utiliza mucho porque es económico. Sin embargo, no es adecuado para servicios corrosivos donde se requieren varias aleaciones y otros materiales resistentes a la corrosión. La tabla ilustra materiales típicos para el servicio en una planta que procesa fluidos ácidos. [7]
Se puede considerar que la planta de producción comienza después de la válvula del 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 estrangulamiento , que regula la tasa de flujo 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 o operan a diferentes presiones para igualar la presión de la boca del pozo con varias presiones del separador. Los colectores de alta presión se dirigen a un separador de primera etapa , que separa las tres fases del fluido. El agua producida , la fase más densa, se deposita en el fondo del separador, el aceite flota en la parte superior de 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) producido en el Mar del Norte. En el Golfo de México, el separador de primera etapa opera 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 depósito tenderán a sedimentarse en el fondo de los separadores. Si se permite que los sólidos se acumulen, se reduce el volumen disponible para la separación de petróleo/gas/agua, lo que reduce la eficiencia. El recipiente se puede desconectar y drenar y eliminar los sólidos excavando a mano. O tuberías de rociado de agua en la base del separador que se utilizan para fluidificar la arena que se puede drenar desde las válvulas de drenaje en la base.
El aceite del separador de primera etapa se puede enfriar o calentar en un intercambiador de calor para ayudar a una mayor separación. Los campos del Mar del Norte tienden a operar a temperaturas más altas, por lo que es posible que no se requiera calefacción. Los campos del Golfo de México tienden a operar a temperaturas más bajas, por lo que se requiere calor para alcanzar las especificaciones de exportación de vapor y BS&W . Las temperaturas de funcionamiento típicas son 140 – 160 °F (60 – 71 °C). [4]
Luego, el petróleo se dirige a un separador de segunda etapa, que funciona a una presión más baja que la primera etapa para separar aún más el petróleo, el gas y el agua, o a un coalescente para eliminar más agua. [8] Varias etapas de separación, que funcionan a presiones sucesivamente más bajas, tienen como objetivo reducir la cantidad de gas disuelto y, por lo tanto, reducen el punto de inflamación del petróleo para cumplir con las especificaciones del petróleo de exportación. [9] Para caudales de aceite más altos, pueden ser necesarios trenes paralelos de separadores para manejar el flujo y proporcionar una capacidad de reducción. [2] La etapa final de separación puede ser un coalescente electrostático. Estos pueden alcanzar un contenido de agua del 0,5% en volumen; los flujos de diseño típicos son del orden de 200 bopd/pie 2 . [4]
Un separador de prueba (ver diagrama) permite determinar el rendimiento de pozos individuales. Un pozo individual está conectado al cabezal de prueba que dirige los fluidos al separador de prueba. Se produce una separación trifásica en aceite, vapor y agua producida. Los caudales de estas fases se miden con precisión a medida que los fluidos fluyen hacia puntos de presión más bajos en el tren de aceite. Los caudales determinan el desempeño del pozo en términos del flujo máximo del pozo, la relación gas-petróleo y el corte de agua de los fluidos.
Algunos yacimientos petrolíferos son ácidos, con altos niveles de dióxido de carbono (CO 2 ) y sulfuro de hidrógeno (H 2 S). La operación de separación a alta temperatura lleva estos gases a la fase de vapor. Sin embargo, el crudo aún puede contener compuestos ácidos por encima del límite de especificación típico de H 2 S en crudo de < 10 ppmw. Se utiliza una columna de platos con crudo amargo alimentado en la parte superior de la columna y gas de extracción introducido en el fondo de la columna. [4]
Desde la etapa final de separación, o desde el coalesor, el petróleo puede enfriarse para cumplir con las especificaciones de exportación o para limitar las tensiones térmicas en el tubo ascendente de exportación de petróleo. El petróleo se dosifica para medir con precisión el caudal [10] y luego se bombea a través de un oleoducto hasta la terminal terrestre. Algunas instalaciones, como las estructuras de hormigón con base de gravedad y las FPSO , tienen tanques de almacenamiento de petróleo integrales que se llenan continuamente con petróleo y se descargan periódicamente en petroleros .
El agua producida por los separadores y el coalescente se dirige a un desgasificador de agua producida que funciona a una presión cercana a la atmosférica para eliminar el gas disuelto del agua. En los primeros días de la industria marina, se utilizaban unidades separadoras de placas paralelas para limpiar el agua producida antes de su eliminación por la borda. Los hidrociclones, que son más compactos, se introdujeron en los años 1980. [1] Un hidrociclón elimina el petróleo y los sólidos arrastrados del agua producida, que luego pasa al desgasificador y luego puede reinyectarse en el depósito o arrojarse por la borda. La planta de flotación de gas inducida se utiliza cuando la planta de hidrociclón/desgasificador no puede alcanzar la especificación de petróleo en agua. Para su eliminación por la borda, el agua debe tener un contenido de aceite inferior a aproximadamente 30 partes por millón (ppm) de aceite en agua. [11] En las instalaciones del Mar del Norte, las temperaturas de funcionamiento más altas permiten alcanzar una concentración de petróleo en agua de > 20 ppmw. [4]
El gas asociado de la parte superior de los separadores también se conoce como gas instantáneo o gas húmedo, ya que está saturado con agua e hidrocarburos líquidos. Por lo general, el gas pasa a través de depuradores , compresores y refrigeradores para aumentar la presión del gas 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 están ubicados después de un compresor para eliminar el calor de la compresión. Los compresores centrífugos se utilizan a menudo en alta mar. Son más compactas y ligeras que las máquinas alternativas y los costes de mantenimiento son menores. Estos últimos se utilizan cuando sólo se manipulan pequeños volúmenes de gas. Los compresores centrífugos pueden ser accionados por turbinas de gas o motores eléctricos. [4]
El gas seco puede exportarse, usarse para levantamiento de gas , quemarse, usarse como combustible para los generadores de energía de la instalación o, después de una mayor compresión, reinyectarse en el yacimiento . El gas de exportación se mide para medir con precisión el caudal antes de enviarlo a la terminal terrestre a través de un gasoducto. Es posible que se requieran otros procesos de tratamiento.
El gas se puede secar para reducir el contenido de agua para cumplir con las especificaciones de venta, para evitar la condensación de agua en la tubería y la formación de babosas, o para evitar la formación de hidratos en la tubería de exportación. El gas se seca mediante contacto a contracorriente con trietilenglicol en una torre de deshidratación de glicol . [12] Normalmente, el gas seco tiene un contenido de agua de 2,5 a 7 libras de agua/MMSCF. Los contactores de glicol generalmente funcionan a 1100-1200 psi (75 a 83 bar). [4] El glicol rico en agua se regenera calentando y extrayendo el agua. La regeneración mejorada utiliza DRIZO o Coldfinger para mejorar el rendimiento de la regeneración. [4] Las torres de contactores anteriormente comprendían bandejas de tapa de burbuja; desde la década de 1980 se ha utilizado un empaque estructurado que proporciona el equivalente de 3 a 4 bandejas teóricas necesarias para cumplir con un contenido de agua de <4 lb/MMSCF. [4]
La especificación del punto de rocío de los hidrocarburos de exportación (normalmente 100 barg a 5 °C [13] ) puede cumplirse enfriando el gas para eliminar los alcanos superiores ( butano , pentanos , etc.). Esto se puede hacer mediante un sistema de refrigeración , pasando el gas a través de una válvula Joule-Thomson o mediante un turboexpansor para condensar y separar líquidos. Los líquidos de gas natural (NGL) producidos pueden agregarse a los fluidos de exportación de petróleo donde se exportan los fluidos de alta presión de vapor. [1] Alternativamente, se pueden usar columnas de fraccionamiento de NGL para producir un fluido para exportación por separado. Las columnas de fraccionamiento de NGL están instaladas en Nkossa, África occidental y Ardjuna, Indonesia. [4]
El gas seco puede recibir un tratamiento adicional para cumplir con las especificaciones del gas de exportación. [13] El exceso de dióxido de carbono (CO 2 ) puede eliminarse mediante tratamiento en un proceso de tratamiento de amina gaseosa (por ejemplo, Selexol), mediante el cual el CO 2 se disuelve preferentemente en un flujo de amina a contracorriente en una torre de contacto. El sulfuro de hidrógeno también se puede eliminar usando amina o haciendo pasar el gas a través de lechos de absorbente de óxido de zinc .
Las terminales petroleras terrestres reciben petróleo de instalaciones marinas y lo tratan para producir productos para la venta o su posterior procesamiento, como en una refinería de petróleo. Las terminales terrestres generalmente tienen calentadores seguidos de separadores y coalescentes para estabilizar el crudo y eliminar el agua producida y los hidrocarburos ligeros que no se separan en alta mar. Los separadores terrestres tienden a operar a una presión más baja que los separadores marinos y, por lo tanto, se desprende más gas. El gas asociado generalmente se comprime, se condensa y se exporta a través de un gasoducto específico. Si la exportación de gas no es económica, entonces se puede quemar. Las terminales terrestres suelen tener grandes tanques de almacenamiento de petróleo crudo para permitir que continúe la producción en alta mar si la ruta de exportación deja de estar disponible. La exportación a la refinería de petróleo se realiza por oleoducto o camión cisterna.
Las terminales de gas terrestres pueden tener instalaciones para eliminar líquidos de la corriente de gas entrante. Los procesos de tratamiento de gas pueden incluir deshidratación de glicol, endulzamiento de gas, control del punto de rocío de hidrocarburos y compresión de gas antes de su distribución a los usuarios.
Además de los sistemas de producción y tratamiento de gas y petróleo, se proporciona una gama de sistemas auxiliares, de apoyo y de servicios públicos para respaldar la producción y ocupación de una instalación marina. Los sistemas incluyen: [1] [14]
El medio de calentamiento 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 es superior a 400 °F (204 °C) 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 < 300 °F (149 °C). En instalaciones más pequeñas, las resistencias eléctricas pueden ser la opción más adecuada para calentar fluidos. [4]
El enfriamiento del proceso se puede realizar usando aire, agua de mar (conocido como enfriamiento directo) o un medio de enfriamiento que comprende una mezcla de 30% de glicol (TEG)/agua y conocido como enfriamiento indirecto. [4] Las instalaciones del Mar del Norte suelen estar bastante abarrotadas y no tienen espacio para la gran superficie necesaria para los intercambiadores de calor enfriados por aire. Los intercambiadores de calor enfriados por agua ocupan un área de parcela relativamente pequeña. Las instalaciones del Mar del Norte suelen contar con instalaciones de inyección de agua . Estos requieren levantar grandes volúmenes de agua de mar. Por tanto, el coste incremental del uso del agua de mar para la refrigeración se reduce considerablemente. Además, la solubilidad reducida del aire en agua calentada es una ventaja ya que hay que eliminar el aire del agua de inyección. La fría temperatura del agua del Mar del Norte reduce el tamaño de los intercambiadores de calor. Es menos probable que el enfriamiento indirecto del medio de enfriamiento tenga 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 medio refrigerante tienen un CAPEX más bajo . El fluido limpio permite utilizar intercambiadores de calor de circuito impreso que ofrecen ahorro de espacio y peso. [4]