La protección contra sobrepresión en sistemas de tuberías de un solo pozo es esencial para garantizar la seguridad tanto del equipo como del medio ambiente. Existen diferentes esquemas de protección, y la elección del adecuado depende de varios factores, como la colaboración con los departamentos correspondientes, la configuración del equipo y las características de la instalación. Un análisis detallado de las distintas alternativas y sistemas de protección es clave para implementar medidas efectivas.

En primer lugar, la instalación de una válvula de cierre de seguridad (SDV) en la tubería terrestre puede ser una opción viable, pero debe ser negociada con el departamento de reservorios. Además, al determinar los valores de presión establecidos para la SDV, la válvula de cierre de seguridad (SSV) y la válvula de protección de sobrepresión (PSV), se debe considerar la caída de presión desde la cabeza de pozo hasta la estación de medición de la tubería de un solo pozo. Este aspecto es crucial para garantizar que el sistema pueda reaccionar adecuadamente ante cualquier eventualidad.

Si se opta por el primer esquema alternativo, se debe asegurar una estrecha cooperación con el departamento de reservorios. Las señales, como la presión de seguridad alta (PSH) y la presión de seguridad baja (PSL) en la tubería terrestre, deben conectarse al panel de control del árbol de navidad de navidad de petróleo. Este proceso asegura que se puedan tomar medidas correctivas rápidas en caso de detectar variaciones en la presión que puedan poner en riesgo la seguridad.

Por otro lado, el segundo esquema alternativo se desarrolla sobre la base del primero, pero presenta algunas diferencias sustanciales. En este esquema, se elimina una de las SDV, dejando solo una SDV y una PSV para protección. Esto significa que, si la SDV falla, se dependerá completamente de la ventilación de la PSV para la protección contra sobrepresión. Este sistema depende en gran medida del volumen de ventilación, que se calcula según el flujo total del pozo, y del tiempo necesario para reparar la SDV. Aunque esta configuración presenta una menor cantidad de componentes, conlleva un riesgo ambiental mayor debido a la mayor frecuencia de acción de la PSV.

La frecuencia de actuación de la PSV en este segundo esquema es más alta que en el primero, lo que implica un mayor riesgo ambiental debido a la liberación de fluidos sobrepresurizados al ambiente. Además, la PSV en el extremo de la tubería no puede ser cancelada, lo que significa que la caída de presión desde la cabeza de pozo hasta la estación de medición debe ser igualmente considerada para la configuración de las válvulas de cierre y protección de sobrepresión.

En cuanto a los sistemas de protección de alta presión, como el Sistema de Protección de Alta Integridad de Presión (HIPPS), es fundamental comprender que este sistema está diseñado para cumplir con las certificaciones SIL3 y SIL4, garantizando una seguridad más rigurosa. El HIPPS se compone de componentes de detección de presión, controladores y componentes de ejecución, que incluyen válvulas de cierre que permiten una actuación rápida, generalmente en menos de 2 segundos. Esta protección asegura que no se liberen fluidos sobrepresurizados al medio ambiente, eliminando la necesidad de un sistema de ventilación tradicional, lo cual reduce significativamente los riesgos ambientales.

Sin embargo, el costo del sistema HIPPS es considerablemente alto, y su implementación está generalmente reservada para plataformas offshore debido a sus estrictos requisitos. Además, debido a su alta fiabilidad, el sistema puede activar paradas en situaciones de fallos menores, lo que puede causar interrupciones en la producción, especialmente durante la fase inicial de explotación de un campo petrolero. Esta característica requiere de una gestión operativa precisa y eficiente para evitar problemas derivados de paradas no planificadas.

Por otro lado, el plan de protección para estaciones de medición también juega un papel clave en la seguridad del sistema. Las estaciones de medición son responsables de medir la producción de petróleo, gas y agua de cada pozo en un campo petrolero. Si bien la precisión de medición no requiere ser extremadamente alta, se permiten márgenes de error de hasta ±10%. Estas estaciones cuentan con equipos específicos como separadores de medición, tanques de drenaje cerrados y válvulas de grupo que permiten medir y separar los flujos de gas y líquido, permitiendo obtener los datos necesarios para el control de la producción. A pesar de que los medidores de flujo multifásico han sido desarrollados, su uso aún se limita a entornos naturales complejos, como los campos marinos o desérticos, debido a los altos costos y la necesidad de mejorar la precisión en condiciones variables.

Una estación de medición típica mide la producción de hasta 20 pozos. Si el número de pozos excede este límite, se debe instalar un segundo conjunto de equipos de medición. El flujo de cada pozo se dirige a través de un separador que mide de forma individual las fases de gas y líquido, y determina la cantidad de agua contenida en la fase líquida. Sin embargo, a medida que se desarrollan nuevas tecnologías, es posible que se incorporen sistemas más avanzados de medición directa, lo que podría simplificar el proceso y mejorar la eficiencia operativa.

Es importante comprender que, al elegir un sistema de protección, se deben evaluar todos los factores involucrados, incluidos los riesgos potenciales para el medio ambiente, la fiabilidad del equipo y los costos operativos. La implementación de un sistema adecuado garantiza no solo la seguridad del equipo y del entorno, sino también la eficiencia y la estabilidad en la producción a largo plazo.

¿Cómo afecta la temperatura baja a los materiales y a los sistemas industriales?

Cuando un material sufre una fractura frágil a bajas temperaturas, generalmente la causa subyacente está vinculada a un defecto inicial en la estructura del material. Estos defectos pueden ser tanto físicos, como esferas o grietas, como impurezas en forma de inclusiones de manganeso o sulfuros. Cuando un material experimenta una carga externa o tensiones internas (como las generadas por la presión de un fluido dentro de un tubo o equipo), y si estas tensiones no pueden ser absorbidas por deformación plástica, el defecto inicial se amplía rápidamente, dando paso a una fractura que finalmente provoca la rotura del material. Este proceso, que ocurre de forma mucho más acelerada en temperaturas bajas, ocurre de forma más eficiente en aceros al carbono, los cuales pierden gran parte de su tenacidad a medida que la temperatura desciende.

Para que ocurra una falla a baja temperatura en el acero al carbono, deben coexistir tres condiciones esenciales: (1) un defecto inicial, (2) una alta tensión que favorezca el desarrollo de la fractura, y (3) una disminución de la tenacidad material debido a la baja temperatura, lo que impide la prevención del avance de la fractura. Estos defectos no pueden ser completamente eliminados, pues siempre hay una cierta presencia de imperfecciones a nivel microscópico. Las tensiones pueden originarse tanto de la presión interna del sistema como de la tensión residual generada por operaciones como la soldadura o el enfriamiento de materiales a altas temperaturas.

La influencia de la temperatura en el comportamiento de los materiales no es la misma para todos los metales. Mientras que el acero al carbono experimenta un deterioro considerable de su resistencia a medida que la temperatura disminuye, metales como el acero inoxidable o el aluminio mantienen su tenacidad incluso a temperaturas extremadamente bajas. Sin embargo, cuando la temperatura de un tubo o recipiente de acero al carbono desciende por debajo de su temperatura mínima de diseño, la falla no es inmediata, pero la probabilidad de accidente aumenta con cada exposición a bajas temperaturas.

Un caso ilustrativo de la importancia de las bajas temperaturas se presentó en 1998 en una planta de procesamiento de gas natural en Australia. Un accidente catastrófico ocurrió cuando el intercambiador de calor de tubo y carcasa GP-905 sufrió una explosión debido a la fragilidad inducida por bajas temperaturas. En este caso, el flujo de gas caliente fue interrumpido, lo que hizo que el intercambiador se enfriara por debajo de la temperatura mínima de diseño del metal. Al restablecerse el flujo de gas caliente, el cambio térmico rápido generó tensiones que causaron daños en la carcasa del intercambiador. El defecto inicial, en este caso, fue una imperfección en la soldadura, que se convirtió en la fuente de la fractura. El escape de fluidos hidrocarburados volátiles de la carcasa del intercambiador provocó la explosión y el posterior incendio.

Desde una perspectiva termodinámica, las bajas temperaturas en los sistemas industriales pueden ser causadas por varios procesos, entre ellos la expansión isentrópica debido a una reducción de presión o el proceso Joule-Thomson, que ocurre cuando un fluido pasa a través de una válvula de estrangulación. También existen fenómenos como la autorefriación, causada por la evaporación de líquidos bajo condiciones de baja presión, o la entrada de un fluido frío al sistema.

Cuando se analizan los efectos de la baja temperatura en los sistemas industriales, especialmente en las situaciones de despresurización o mantenimiento, es fundamental considerar los efectos de reducción de presión en el sistema. Un análisis detallado debe tener en cuenta los peores escenarios que puedan producir la temperatura más baja posible. Por ejemplo, durante la liberación de presión de emergencia, si se calcula la temperatura más baja posible, se debe considerar la expansión isentrópica del fluido en el proceso de liberación y el impacto del aumento rápido de temperatura cuando el fluido se libera al ambiente.

Además de las condiciones normales de operación, existen otros factores que pueden inducir bajas temperaturas. Esto incluye situaciones anormales, como una pérdida de carga térmica, el ingreso de un fluido frío en un sistema caliente, o incluso fallos en las válvulas de control o en los sistemas de control. Los sistemas que experimentan fluctuaciones en las diferencias de presión o que no mantienen los rangos de diseño pueden ser vulnerables a estas condiciones de baja temperatura. Igualmente, los cambios en la carga térmica durante las reacciones químicas o el inicio y parada de sistemas pueden contribuir al descenso de temperatura.

Es importante considerar que las condiciones de purga también pueden ser un factor en la creación de bajas temperaturas. Aunque la purga suele ser una condición normal de operación, se debe analizar con especial atención ya que la diferencia de presión entre la zona de alta y baja presión en el punto de purga puede inducir una caída de temperatura significativa.

En resumen, aunque la baja temperatura puede no causar fallas inmediatas en ciertos materiales, cada exposición a estos ambientes incrementa la probabilidad de una eventual falla catastrófica. Las condiciones operativas, las variaciones en la presión, y la forma en que los sistemas están diseñados para manejar estos cambios térmicos son factores cruciales para garantizar la integridad del sistema.

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