PROCESOS DE SEPARACION

LIQUIDO – GAS

Introducción .

El estado líquido y el gaseoso, son las dos primeras fases a considerar para las necesidades de separación planteadas en cualquier instalación de superficie.A su vez el estado líquido está compuesto por dos fases principales, el hidrocarburo propiamente dicho (petróleo) y una parte de agua de acuerdo a las características propias del reservorio.

Principios de separación.

Los principios físicos básicos para la separación son:

Insolubilidad entre los fluidos: El estado gaseoso y el líquido en condiciones estables de Temperatura y presión, así como el agua y el petróleo, no son solubles, es decir que si bien se mezclan, no son miscibles, conservando su estructura original.

Diferencia de densidades: Los tres fluidos a separar conservan en las mezclas diferentes densidades, actuando el efecto de la gravitación, de manera que los fluidos se separan por diferencia en el peso de cada componente.

Decantación: Es el efecto de la gravedad sobre los diferentes pesos de los fluidos a separar, haciendo que el más pesado tenga la tendencia a acumularse en lo más profundo.

Coalescencia: Es la propiedad de las gotas de un mismo fluido a atraerse y unirse entre sí, facilitando el proceso de decantación.

Mecanismos de separación.

Entre los mecanismos de separación, que tienen que ver con la estructura y diseño del equipo, se puede considerar como más importantes:

Choque: El choque de la mezcla a la entrada del separador propondrá la dispersión de los fluidos de diferente densidad.

Cambio de velocidad: Asociado al principio de inercia, los cambios de velocidad se manifestarán en una reducción de velocidad de cada una de las fases en forma diferente y consecuente con sus densidades.

Cambio de dirección: Existe la tendencia a la separación entre fases, cuando al fluido se le modifica su dirección, generada por la diferencia de densidad de los fluidos.

Tiempo de residencia: O de retención, es el tiempo que le lleva al fluido pasar por el separador. Para un determinado caudal o flujo, éste tiempo está fundamentado por el volumen disponible. Está dado por el diámetro del separador, el largo, y el nivel de líquido de operación.

Superficie interfase: Es importante la mayor superficie en el área de contacto entre las fases. De aquí la conveniencia, en muchos casos, de utilizar separadores horizontales en lugar de los verticales.

Condiciones de operación.

Para que los fluidos cuenten con las mejores condiciones en el interior del equipo para la separación, será necesario considerar algunos aspectos fundamentales:

Temperatura: Que los fluidos estén a una adecuada temperatura a fin de bajar lo suficiente la viscosidad del petróleo como para ayudar al desprendimiento de las burbujas de gas, disminuyendo las necesidades de tiempo de residencia.En la fase líquida mejorará la disociación petróleo-agua mejorando la separación.Se debe considerar el tipo de petróleo, pues si la temperatura es muy alta, evaporará algunos livianos que luego puede ser necesario condensar por enfriamiento y recuperar.

Presión: Que estén sometidos a la menor presión posible de trabajo a los efectos de aumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que también favorecerá la separación del gas libre y del gas disuelto. En la mayoría de los casos la mínima presión de trabajo deberá ser compatible con la necesaria para el drenaje de los líquidos por el fondo.

SEPARADORES

Características:

El separador está constituido por un cuerpo cilíndrico horizontal o vertical, diseñado especialmente para que por su interior circulen los fluidos que han desepararse; equipado con una serie de elementos y dispositivos que favorecen dicha separación.En la siguiente imagen se puede observar un esquema de este tipo de equipos, y la distribución de las conexiones de entrada y salidas, correspondiendo el ejemplo a un separador vertical bifásico.

Como ya se ha comenzado a describir, los separadores más usados en la industria se pueden clasificar en bifásicos o trifásicos según el tipo de separación; como así también en verticales u horizontales según sus características constructivas.

Cada equipo debe tener la placa de construcción donde, entre otros datos, figura:

Presión nominal: Es la máxima presión a la que puede trabajar el equipo, en sobre éste valor deberían estar calibradas las válvulas de alivio o venteo de seguridad.

Presión de trabajo: Es la presión recomendada por el fabricante para una operación normal.

Temperatura de trabajo: Es la temperatura recomendada por el fabricante para una operación normal.

Presión de prueba: Es la máxima presión con que se ha probado el equipo en fábrica, y el valor más alto garantizado con el equipo nuevo. Normalmente es un 50 % más del valor de la presión nominal.

Caudal de gas: Es el caudal máximo de gas permisible para una garantizada eficiencia con los valores de temperatura y de presión denominadas como de trabajo.

Caudal de líquido: es el caudal máximo de líquido permisible para una garantizada separación con los valores de presión y temperatura descriptos anteriormente.

PROCESO DE SEPARACION.

Los fluidos ingresan al separador por su sector medio, circulan por el interior del equipo durante un cierto tiempo mientras se produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido.

Durante este proceso las burbujas de gas ascienden a la parte superior del separador por ser más livianas, y los líquidos van descendiendo por ser más pesados y se acumulan en la parte inferior.

Como se muestra en la siguiente imagen:

El proceso será entonces:

1. Asegurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de trabajo.

2. Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla al ingresar al equipo;

3. Ayudar a la separación mecánicamente con barreras de choque, tubos ciclónicos y mallas de retención de niebla;

4. Darle al flujo el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. Un tiempo deretención de 1 a 3 minutos puede ser suficiente si no existe la formación de espuma, en caso contrario puede ser necesario 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y de la configuración del equipo.

En la siguiente imagen se observa un equipo separador con detalles de diversos accesorios internos que favorecen la separación de ambas fases, líquida y gaseosa.

ZONAS INTERNAS DE UN SEPARADOR.

Se pueden determinar, cuatro zonas internas de un separador, que colaboran con la eficiencia del mismo:

Sección Primaria: A la entrada, compuesta por las placas deflectoras, el difusor o el distribuidor ciclónico.

Sección Secundaria: En el intermedio del cuerpo del equipo, donde se realiza la retención de espuma, se realiza la separación de las gotas de líquido y la rectificación de flujo mediante placas paralelas horizontales en la fase gas ((coalescedor o atrapador de gotas), y rompeolas en la fase líquido.

Sección Aglutinadora: A la salida de la fase gas, donde se encuentra el retenedor o atrapador de niebla.

Acumulación de Líquidos: La parte inferior del separador y la/s descarga/s de líquido/s del equipo.

En la siguiente imagen veremos las cuatros zonas de un separador.

Los elementos que componen el equipo son los siguientes:

El proceso de separación descripto anteriormente se desarrolla en el interior del separador, pero debido a que el gas tiene una alta movilidad, que es muy superior a la del petróleo, se escaparía sin restricciones por la parte superior. Por lo tanto, es necesario que la salida de gas del separador sea controlada y regulada, para evitar justamente la salida irrestricta del mismo, loque rompería el equilibrio producido en la interfase y evitaría la separación del fluido que vaya ingresando. También la salida de líquidos debe ser regulada convenientemente. Ver la siguiente imagen..

*Por lo tanto es necesario equipar el equipo con diversos elementos, instrumentos y válvulas de regulación como se observa en la figura anterior, para:

1) Por un lado, controlar el nivel de la interfase y mantenerlo constante, de manera de abrir la salida de líquidos cuando aumente el nivel y cerrarla cuando disminuye. Esto se logra con un instrumento controlador del nivel, que actúa enviando una señal sobre una válvula motora de descarga ubicada a la salida de los líquidos.

2) Por otro lado es necesario mantener una presión de trabajo en el interior del separador, (“presión de operación” o “contrapresión”), la que se mantiene a un valor adecuado que permita que el gas captado pueda ser distribuido al consumo, o sea que ingrese a un gasoducto; que provoque el desplazamiento de los líquidos por la parte inferior del separador, hasta los tanques y que sea conveniente para tener una separación eficiente.

Para obtener una buena operación de un separador, deben cuidarse dos aspectosfundamentales: la eficiencia y la capacidad de separación.

Eficiencia de un separador.

Si el separador es eficiente en su operación, el gas captado será limpio, sin humedad y sin líquidos. A la salida del separador no deberá ensuciar la mano o una placa que se interponga. En caso contrario, si el gas sale sucio, no es eficiente la separación, lo que puede deberse a varios factores tales como: alta velocidad de circulación del fluido (mucho caudal a tratar), temperatura excesiva (se producen muchos livianos); retenedor de niebla roto o tapado (no retienen laspartículas de líquidos).

Capacidad de un separador.

Se entiende por «capacidad de un separador» a la cantidad de fluidos, líquidos y gaseosos, que puede procesar eficientemente a separarlos a cada uno en sus fases.Los valores de capacidad dependen del tamaño del recipiente, de lascaracterísticas de los fluidos para los que fue diseñado y de las condiciones de operación. Estas ultimas, en muchos casos son determinantes, ya que la capacidad puede verse limitada en un alto grado debido a condiciones de trabajo inadecuadas, para las que el equipo no fue diseñado y no puede responder eficientemente.

Control operativo de la capacidad.

Se puede ejercer cierto control de la capacidad de un separador, en determinados rangos y de acuerdo a la propia capacidad del equipo; considerando las condiciones del flujo a tratar, sin alterar los parámetros de presión o temperatura. Optimizando así la eficiencia del separador ante particulares relaciones de gas-líquido que se puedan presentar en un yacimiento.El control sobre el nivel del líquido, es relevante para optimizar la capacidad o rendimiento de un separador horizontal, y he aquí otra ventaja de éstos sobre los verticales.

Como se observa en la siguiente imagen.

Se muestra las tres posiciones tipo, donde se puede considerar el cortepor nivel superior a la situación donde el controlador de nivel está sitiado para la máximacapacidad de líquido, en el intermedio está sitiado para la máxima capacidad de líquido y gas, siendo el promedio o equilibrio de rendimiento. En el corte inferior el controlador es sitiado para la mínima capacidad en líquidos y la máxima en gas.

Separadores de control.

Los separadores denominados “de general” se ubican en la entrada de la batería y circula por ellos todo el fluido producido por la batería en conjunto. A la salida de los mismos seguramente habrá un sistema de medición del caudal de gas total y un sistema de medición de los líquidos en conjunto, petróleo más agua.

Un separador denominado “de ensayo, control o prueba”, es básicamente el mismo equipo, tan solo que está intercalado en la línea de control de los pozos, de manera que puede ser derivado por el mismo la producción individual de cada uno.

Otros separadores y accesorios.

Se encuentran en algunas instalaciones otro tipo de separadores, en algunos casos llamados depuradores, que cumplen la función de retener muy poco líquido en un flujo alto de gas. Estos equipos son instalados generalmente precediendo compresores, calentadores o instalaciones de interés, cuando el gas utilizado no ha sido procesado convenientemente en circuítos depresores de punto de rocío.En la siguiente imagen se puede observar un separador del tipo «centrífugo»

ejemplo:

Otros separadores son los «atmosféricos» que trabajan sin presiónadicional, siendo utilizados en algunas oportunidades en el venteo de plantas a la antorcha.

Sistemas de seguridad.

Todo separador debe tener instaladas en su extremo superior una válvula de seguridad a resorte, calibrada para que abra a un 20% por debajo de la presión máxima que soporta el equipo y además, un disco de ruptura que se destruya con un 10% de presión menor a la máxima del equipo (ver imagen).

Estos discos son membranas metálicas finas previstas para romperse en el caso de una sobrepresión accidental del equipo. Son colocadas entre dos bridas de modo que la presión interna actúe sobre la parte hueca, “cóncava”. Si la presión máxima del equipo es de 1000 psi la válvula de resorte deberá abrir con 800 psi. y el disco se deberá romper a 900 psi.

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Las válvulas de resorte se ajustan a la presión de apertura mediante una tuerca que comprime o afloja la tensión del resorte, o bien se instalan los mismos previamente calibrados.Las que no tienen registro, se deben retirar del separador y ser recalibradas en el taller de instrumentos. Determinada la presión se graba el valor de la misma y la fecha de calibración, a estampa sobre la Placa de Calibrado.

CADENA HIDROCARBURIFERA

El Upstream de la industria del petróleo y del gas son las actividadesde exploración y explotación. El Upstream se traduce como«corriente arriba» o simplemente como "aguas arriba", y abarcadesde la exploración del terreno mediante procesos de sísmica,magnetometría o gravimetría, hasta la explotación o producción delreservorio el cual es limitado por uno o más campos (dependiendola extensión del reservorio). En síntesis, el Upstream agrupa a lasprimeras fases de la industria petrolera, desde tener una ciertaposibilidad de existencia de hidrocarburos en subsuelo hasta laproducción de éstos en cantidades que sean económicamente aceptablesa la inversión realizada por la empresa, y luego de la extraccióndel fluido de interés hasta boca pozo, el procesamiento que sedebe realizar en una planta de tratamiento para primeramente extraertoda el agua producida junto con los hidrocarburos. Obtenidoel gas denominado seco (sin rastros importantes de agua), se procedea la separación primaria de algunos componentes livianos (de bajopeso molecular como el metano y el etano) pudiendo recuperarse pequeñascantidades de GLP (mezcla de propano y butano) y gasolinapara el autoabastecimiento de la planta.

Las actividades del Downstream son la refinación, producción de derivados, comercialización y distribución y exportación.

Exploración. Es el reconocimiento geológico de superficie,levantamientos aereofotogramétricos, topográficos, gravimétricos,magnetométricos, sismológicos, geoquímicos, perforación de pozos

y cualquier otro trabajo tendiente a determinar la existenciade hidrocarburos en un área o zona geográfica.

Explotación. Es la perforación de pozos de desarrollo y deproducción, tendido de líneas de recolección, construcción e instalaciónde plantas de Almacenaje, de procesamiento y separaciónde líquidos y licuables, de recuperación primaria, secundariay mejorada y toda otra actividad en el suelo y en el subsuelodedicada a la producción, separación, procesamiento, compresióny almacenaje de hidrocarburos.

Refinación. Son los procesos que convierten el Petróleo enproductos denominados carburantes, combustibles, lubricantes,grasas, parafinas, asfaltos, solventes, GLP (Gas Licuado de Petróleo)y los sub-productos y productos intermedios que generendichos procesos.

Industrialización. Son las actividades de transformación químicade los hidrocarburos y los procesos industriales que tienenpor finalidad añadir valor agregado al Gas Natural: Petroquímicos,Gas a Líquidos (GTL), producción de fertilizantes,úrea, amonio y metanol. A efectos de la presente Ley, la licuefacciónde Gas Natural se considera como proyecto de industrialización.

Transporte. Es la actividad de trasladar Hidrocarburos, ProductosRefinados de Petróleo y GLP de un lugar a otro pormedio de tuberías, utilizando instalaciones complementarias yotros medios. Se excluye de esta definición la distribución de gaspor redes y líneas de recolección.

Almacenaje. Es la actividad de acumular hidrocarburos, productosrefinados de Petróleo y GLP en tanques estacionariospara su comercialización.

Comercialización de productos resultantes de la explotación.La compra-venta de Petróleo, Gas Natural, GLP de Plantasy otros hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización.

Comercialización de productos refinados de Petróleo eindustrializados. La compra-venta de productos resultantes delos procesos de refinación de petróleo e industrialización.

Distribución de Gas Natural por Redes. Es la actividad deproveer Gas Natural, en calidad de servicio público, a los usuariosdel área de concesión, además de construir las redes, administrary operar el servicio bajo los términos indicados en lapresente Ley.