DEFINICIÓNSEPARADORES

El separador gas-líquido es el recipiente que más comúnmente se encuentra en la industria del petróleo y del gas natural. Representa la unidad donde se produce la separación inicial del gas y del petróleo. 

El estudio de esta materia, como los otros aspectos que se analizan en este campo del conocimiento, requiere del manejo preciso de los fundamentos, sobre los cuales se apoya el calculista. El ingeniero deberá definir la cantidad de gas y de petróleo que ha de manejar el separador y las características composicionales de ambos fluidos a determinadas condiciones de presión y temperatura. 

El diseño comienza con el establecimiento de la cantidad de gas y de líquido que se ha de separar y se apoya en los parámetros fundamentales empezando por la presión, la temperatura, con sus correspondientes variaciones durante el tiempo. Cada separador debe satisfacer las condiciones del uso que se le vaya a dar, por lo cual es preciso conocer las características de los fluidos que se separan en la unidad. En la medida en que se combinen las habilidades del calculista con la experiencia del hombre del campo, la selección del separador será cada vez mejor.

Separadores de petróleo y gas

El término "separador de petróleo y gas" en la terminología del argot petrolero es designado a un recipiente presurizado que es utilizado para separar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en componentes líquidos y gaseosos. Un recipiente de separación puede ser llamado de las siguientes formas:

Separador de petróleo y gas. Separador. Separador por etapas. Trampa.

CARACTERISTICASLos separadores de producción

Es muy importante la separación del petróleo del gas, del agua y de los sedimentos que lo acompañan desde el yacimiento. Para realizar la separación del gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y etapas de separación, varía de acuerdo a las especificaciones de manufactura y funcionamiento requeridos.

Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión. En la separación de gas y

petróleo es muy importante considerar la expansión que se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función que desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo. La separación para una, dos o tres etapas está regulada por factores tales como la presión de flujo en el cabezal del pozo, la presión con que llega a la estación, la relación gas-petróleo, la temperatura y el tipo de crudo.

Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la corriente total de líquidos y de tres fases si también separan la corriente líquida en sus componentes de petróleo crudo y agua. Este artículo discute los separadores de dos fases. Adicionalmente, discute los requerimientos de un buen diseño de separación y cómo los varios dispositivos mecánicos toman ventaja de las fuerzas físicas en la corriente producida para lograr la separación adecuada. Algunas veces los separadores son nombrados depuradoras de gas cuando la relación de la tasa de gas a líquido es muy alta. Algunos operadores utilizan el término trampa para separadores que manejan el flujo directamente de los pozos. De todas maneras, todos tienen la misma configuración y sus tamaños son escogidos de acuerdo a los mismos procedimientos.

Separadores de petróleo y gas (características)

Un separador de gas y petróleo generalmente incluye las siguientes componentes y características esenciales.

Un recipiente que incluye (a) sección y/o dispositivo para la separación primaria, (b) sección de asentamiento "por gravedad" secundaria, (c) extractor de neblina para remover pequeñas partículas de liquido del gas, (d) salida del gas, (e) sección de asentamiento de liquido (separación) para remover el gas o vapor del petróleo (en una unidad trifásica, esta sección separa agua del petróleo), (f) salida del petróleo, y (g) salida del agua (unidad trifásica).

Adecuada Capacidad volumétrica de líquido para manejar "baches" de los pozos y líneas de flujo.

Adecuado diámetro y altura o longitud del recipiente para permitir que se separe más liquido del gas de forma tal que el extractor de neblina no sea sobrecargado de líquido.

Un mecanismo de control del nivel de líquido en el separador, el cual normalmente incluye un controlador del nivel de líquido y una válvula de diafragma en la salida del petróleo. Para operación trifásica, el separador debe incluir un controlador del nivel de líquido en la interfase agua-petróleo y una válvula de control de descarga de agua.

Una válvula de alivio de presión en la salida de gas para mantener una presión estable en el recipiente.

Dispositivos de alivio de presión.

En muchos sistemas de equipos de producción en superficie, el separador de gas-petróleo es el primer recipiente hacia donde fluyen los fluidos del pozo luego de ser levantados a superficie. Si embargo, otros equipos tales como calentadores y retenedores de agua, pueden ser instalados aguas arriba del separador.

FUNCIONES QUE CUMPLEN LOS SEPARADORES (Douglas)

La separación de gas del petróleo puede iniciarse una vez que los fluidos fluyen a través de la formación hacia el pozo y puede aumentar progresivamente a través de la tubería de producción, líneas de flujo y equipos de manejo en superficie. Bajo ciertas condiciones, el fluido puede ser separado en su totalidad en líquido y gas antes de que este alcance el separador de petróleo y gas. En tales casos, el recipiente separador proporciona solo una "ampliación" para permitir que el gas y el líquido descender hacia sus respectiva salidas.

Remover Petróleo del Gas

La diferencia en densidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos puede permitir una separación aceptable en un separador de petróleo y gas. Sin embargo, en algunas instancias, es necesario utilizar algunos dispositivos mecánicos comúnmente referidos como "extractores de neblina" para remover liquido del gas antes de que este sea descargado del separador.

Remover Gas del Petróleo

Las características físico-químicas del petróleo y estas condiciones de presión y temperatura determinan la cantidad de gas que este contendrá en solución. La tasa a la cual el gas es liberado de un petróleo dado es una función del cambio en la presión y temperatura. El volumen de gas que un separador removerá del petróleo crudo depende de (1) características físico-químicas del crudo, (2) la presión de operación, (3) la temperatura de operación, (4) tasa de entrampamiento, (5) tamaño y configuración del separador, y (6) otros factores.

La tasa de entrampamiento y nivel de liquido en el separador determinan el tiempo de "retención" o "asentamiento" del petróleo. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos es generalmente adecuado para obtener una separación satisfactoria de crudo y gas, a menos que se este manejando crudo espumante. Cuando el crudo espumante es separado, el tiempo de retención debe ser incrementado de 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y el diseño del separador.

Separación Agua - Petróleo

En algunas instancias es preferible separar y remover el agua del fluido antes de que este fluya a través de las reducciones de presión, tales como las causadas por los estranguladores y válvulas. Tales

remociones de agua pueden prevenir dificultades que podrían ser causadas aguas abajo por la misma, tales como corrosión, formación de hidratos, y formación de emulsiones que pueden ser difíciles de resolver.

El agua puede ser separada del petróleo en un separador trifásico mediante el uso de químicos y separación gravitacional. Si el separador trifásico no es lo suficientemente grande para separar el agua adecuadamente, esta puede ser separada en un recipiente de retención de agua libre, instalado aguas arriba o aguas abajo de los separadores. Si el agua esta emulsionada, será necesario utilizar un tratamiento demulsificante para remover esta.

FUNCIONES SECUNDARIAS DE LOS SEPARADORES DE PETRÓLEO Y GAS

Mantenimiento de la Presión Óptima

Para un separador de petróleo y gas llevar a cabo sus funciones principales, la presión debe ser mantenida de manera tal que el líquido y el gas puedan ser descargados a su respectivo procesamiento o sistema de recolección. La presión es mantenida dentro del separador utilizando una válvula de contrapresión de gas en cada separador o con una válvula maestra de contrapresión que controle la presión en unidad de dos o más separadores. En la figura 1.4 se muestra una válvula de contrapresión de gas de baja presión típica, y la figura 1.5 muestra una válvula de contrapresión de gas de alta presión utilizada para mantener la presión deseada en los separadores.

La presión óptima que debe mantener el separador es la presión que resultará en el rendimiento económico más alto de la venta de los hidrocarburos líquidos y gaseosos. Esta presión óptima puede ser calculada teóricamente o determinada por pruebas de campo.

Mantenimiento del Sello Líquido en el Separador

Para mantener la presión en el separador, un sello líquido debe ser logrado en la porción más baja del recipiente. Este sello líquido previene la pérdida de gas con el petróleo y requiere el uso de un controlador de nivel de líquido y una válvula similar a aquellas mostradas en la figura 1.6 y 1.7. Una válvula operada por palanca similar a la mostrada en la figura 1.8 puede ser utilizada para mantener el sello líquido en un separador cuando la válvula es operada por un flotador que es accionado por el nivel de líquido en el separador. La válvula de control de descarga de petróleo mostrada en la figura 1.7 puede ser accionada por un piloto operado por flotador, por un controlador de nivel de liquido sin flotador similar al mostrado en la figura 1.9, o por un controlador de nivel de liquido tipo tubo de torque (desplazamiento) similar al mostrado en la figura 1.6.

CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES (Josue)

Clasificación por configuración

Los separadores de petróleo y gas pueden tener tres configuraciones generales: vertical, horizontal y esférico. Los separadores verticales pueden variar de tamaño de 10 a 12 pulgadas en diámetro y 4 a 5 pies de altura, hasta 10 a 12 pies en diámetro y 15 a 25 pies de altura.

Los separadores de petróleo y gas horizontales son fabricados con una configuración de un solo tubo o con dos tubos. Las unidades de un solo tubo tienen un armazón cilíndrico y las unidades de doble tubo tienen dos armazones cilíndricos paralelos uno encima del otro. Ambos tipos de unidades pueden ser utilizadas para la separación bifásica o trifásica.

Los separadores horizontales pueden variar de tamaño de 10 a 12 pulgadas en diámetro y 4 a 5 pies de largo, hasta 15 o 16 pies en diámetro y de 60 a 70 pies de largo.

Los separadores esféricos están usualmente disponibles en 24 o 30 pulgadas hasta 66 o 72 pulgadas en diámetro.

Clasificación por la Función

Las tres configuraciones de separadores están disponibles para operación bifásica y trifásica. Las unidades bifásicas el gas es separado del liquido con el gas y el liquido descargados de manera separada. En los separadores trifásicos, el fluido del pozo es separado en petróleo, gas, y agua, y son descargos de manera separada.

Clasificación por la Presión de Operación

Los separadores de petróleo y gas pueden operar a presión es que van desde un alto vacío hasta 4000 o 5000 psi. Mucho de los separadores de gas y petróleo operan en el rango de operación de 20 a 1500 psi.

Los separadores pueden ser referidos como de baja, de media, o de alta presión. Los separadores de baja presión usualmente operan a presión es en el rango de 10 a 20 psi hasta 180 a 225 psi. Los separadores de presión media usualmente operan a presión es desde 230 a 250 psi hasta 600 a 700 psi. Los separadores de alta presión generalmente operan en un amplio rango de presión que va desde 750 a 1500 psi.

Clasificación por Aplicación

Separador de Prueba

Un separador de prueba es utilizado para separar y medir los fluidos de un pozo. El separador de prueba puede ser referido como un probador o verificador de pozo. Los separadores de prueba pueden ser verticales, horizontales o esféricos. Ellos pueden ser bifásicos o trifásicos. Ellos pueden estar permanentemente instalados o portátiles. Los separadores de prueba pueden ser equipados con varios tipos de medidores para medir el petróleo, gas, y/o agua para

pruebas de potencial, pruebas de producción periódicas, prueba de pozos marginales, etc.

Separador de Producción

Un separador de producción es utilizado para separar el fluido producido desde pozo, un grupo de pozos, o una localización sobre una base diaria o continua. Los separadores de producción pueden ser verticales, horizontales o esféricos. Ellos pueden ser bifásicos o trifásicos. El rango en tamaño va desde 12 pulg. hasta 15 pies en diámetro, con muchas unidades que van desde 30 pulg. hasta 10 pies en diámetro. El rango de longitud desde 6 a 70 pies, con muchos de 10 a 40 pies de largo.

Separador de Baja Temperatura.

Un separador de baja temperatura es uno especial en el cual el fluido del pozo a alta presión es introducido en el recipiente a través de un estrangulador o válvula reductora de presión de tal manera que la temperatura del separador es reducida apreciablemente por debajo de la temperatura del fluido del pozo. La temperatura mas baja en el separador causa la condensación de vapores que de otra manera saldrían del separador en estado de vapor. Los líquidos recuperados requieren la estabilización para prevenir la evaporación excesiva en los tanques de almacenamiento.

Separador de Medición

La función de separar los fluidos del pozo en petróleo, gas y agua, y medir los líquidos puede ser llevado a cabo en un recipiente. Estos recipientes comúnmente son referidos como separadores de medición y están disponibles para operación bifásica y trifásica. Estas unidades están disponibles en modelos especiales que los hacen adecuados para la medición precisa de crudos espumosos y pesados. La medición del líquido es normalmente llevada a cabo por acumulación, aislamiento, y descarga de volúmenes dados en un compartimiento de medición ubicado en la parte mas baja del recipiente.

Separador Elevado

Los separadores pueden ser instalados sobre plataformas en o cerca de patio de tanque o sobre plataformas costa-fuera de tal forma que el liquido pueda fluir desde el separador hacia almacenamiento o recipientes aguas abajo por gravedad. Esto permite operar el separador a la más baja presión posible para capturar la máxima cantidad de líquido para minimizar la pérdida de gas y vapor hacia la atmósfera o hacia el sistema de gas a baja presión.

Separadores por Etapas

Cuando el fluido producido es pasado a través de más de un separador con los separadores en serie, los separadores son referidos como separadores por etapa.

TIPOS DE SEPARADORES (Jean)

Separadores horizontales.El fluido entra en el separador y se contacta con un desviador de ingreso, causando un cambio repentino en el impulso y la separación bruta inicial de líquido y vapor. La gravedad causa que gotas de líquido caigan de la corriente de gas al fondo del recipiente de recolección. Esta sección de recolección de líquido provee el tiempo de retención necesario para que el gas arrastrado evolucione del petróleo y suba al espacio de vapor. También provee volumen de oleada, si fuese necesario, para manejar los sobrepesos intermitentes de líquido. Luego el líquido sale del recipiente mediante una válvula de descarga de líquidos, que es regulada por un controlador de nivel.

Las aplicaciones para los separadores horizontales de gas y petróleo incluyen lo siguiente:

Separación liquido/liquido en instalaciones con separador trifásico para obtener una separación agua-petróleo más eficiente.

Separación del crudo espumante donde la mayor área de contacto gas-líquido del recipiente horizontal permitirá y/o causará un rompimiento más rápido de la espuma y una separación gas-líquido más eficiente.

instalaciones donde limitaciones de altura indican el uso de un recipiente horizontal debido a su forma.

Fluido de pozo con una alta relación gas-petróleo (RGP). Pozos con tasa de flujo relativamente constante y con poco o

ningún cabeceo o surgencia de líquido. Donde unidades portátiles son requeridas tanto para uso de prueba

como producción. Donde unidades múltiples pueden ser apiladas para conservar

espacio de planta. Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona

apropiadamente con líquido entrampado en el gas. Aguas debajo de otro equipo de producción que permite o causa

condensación de líquido o coalescencia. Donde la economía favorece al separador horizontal.

Separadores verticales.La figura 2 es un esquema de un separador vertical. En esta configuración el flujo de entrada entra al recipiente por un lado. A igual que con el separador horizontal, el desviador de ingreso hace la separación bruta inicial. El líquido fluye hacia abajo a la sección de recolección de líquidos en el recipiente, y luego baja a la salida de líquidos. Cuando el líquido llega al equilibrio, las burbujas de gas fluyen en sentido contrario a la dirección del flujo de líquidos y eventualmente migran al espacio de vapor. El controlador de nivel y la válvula de descarga de líquidos opera de la misma forma como en el separador horizontal. El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego arriba hacia la salida de gas. En la sección de asentamiento de gravedad, las gotas de líquido caen hacia abajo, en sentido opuesto a la dirección del flujo de gas. El gas pasa por la sección de fundición /

extractor de neblina antes de salir del recipiente. La presión y el nivel son mantenidos de la misma forma que en el separador horizontal.

Las aplicaciones para los separadores verticales de gas y petróleo incluyen lo siguiente:

Fluidos del pozo que tienen una alta relación gas-líquido. Fluidos del pozo que contienen cantidades apreciables de arena,

lodo, y sólidos similares finamente divididos. Instalaciones con limitaciones de espacio horizontal pero con pocas

o ninguna limitación de altura, tales como plataformas de producción costa-fuera.

Fluidos del pozo donde el volumen puede variar ampliamente e instantáneamente, tales como pozos de levantamiento por gas intermitente (intermitent gas lift).

Aguas debajo de otro equipo de producción que permite o causa condensación de líquido o coalescencia.

Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona apropiadamente con líquido entrampado en el gas.

Donde la economía favorece al separador vertical.

Separadores esférico.La figura 3 muestra un separador esférico típico. Las mismas cuatro secciones previamente descritas también están en este recipiente. Los separadores esféricos pueden ser considerados como un caso especial de separadores verticales sin un casco cilíndrico entre los dos cabezales. Este diseño puede ser muy eficiente de punto de vista de contención de presión, pero debido a su capacidad limitada de oleada líquido y dificultades con la fabricación, los separadores esféricos ya no son especificados para aplicaciones para campos petrolíferos y no proveeremos ninguna discusión adicional sobre ellos.

La siguiente es una lista de las aplicaciones para los separadores esféricos de petróleo y gas.

Fluidos del pozo con altas relaciones gas-petróleo, tasas de flujo constante, si cabezos ni baches.

Instalaciones donde existe limitaciones de altura y espacio horizontal.

Aguas debajo de unidades de procesos, tales como deshidratadores de glicol y endulzadores de gas, para depurar y recuperar los fluidos de procesos tales como la amina y el glicol.

Instalaciones donde la economía favorece los separadores esféricos.

Instalaciones que requieren un separador pequeño donde un hombre pueda transportar un separador esférico a la localización e instalarlo.

Depurador para combustible y gas de proceso para uso de planta y o campo.

HORIZONTAL VS. VERTICAL

Los separadores horizontales normalmente son más eficientes en el manejo de grandes volúmenes de gas que los tipos verticales porque las gotas líquidas caen de manera perpendicular al flujo de gas en la sección de asentamiento de gravedad, y se asientan más fácilmente de la fase de gas continua. Además, debido a que el área de interfaz es más grande en un separador horizontal, es más fácil que las burbujas de gas, que salen de la solución cuando el líquido se aproxima al equilibrio, alcancen el espacio de vapor. In términos de un proceso de separación de gas – líquidos, los separadores horizontales serían preferidos. Sin embargo, tienen desventajas que podrían llevar a la preferencia de un separador vertical en ciertas situaciones:

Los separadores horizontales no manejan los sólidos tan bien como los separadores verticales. La sección de disposición de líquidos en un separador vertical puede ser colocada en el centro del cabezal en el fondo para que los sólidos, que de otras formas se acumularían en el separador, puedan pasar al próximo recipiente en el proceso. Como un alternativo, se puede colocar un desagüe en esta locación para la disposición periódica de los sólidos, mientras el líquido sale del recipiente en una elevación un poco más alta. Es necesario colocar varios desagües por el largo de un recipiente horizontal y debido a que los sólidos tienen un ángulo de repose de 45º a 60º, se debe dejar poco espacio entre los intervalos de los desagües. Es caro tratar de alargar la distancia entre los desagües, proveyendo chorros de arena para convertir los sólidos en líquidos mientras los desagües están en operación, esta táctica no ha tenido mucho éxito en el campo.

Los recipientes horizontales requieren de más área plano que los recipientes verticales equivalentes. Aunque esto no sea muy importante en las locaciones terrestres, puede ser muy importante costa fuera.

Los recipientes horizontales tienen menos capacidad de oleada líquida. Para un dado cambio en la elevación de la superficie del líquido, típicamente hay un incremento mayor en el volumen del líquido para un separador horizontal que para un separador vertical cuando ambos tienen el tamaño adecuado a la misma tasa de flujo. Sin embargo, la geometría del recipiente horizontal requiere que el dispositivo de cierre de alto nivel esté localizado cerca del nivel normal de operación. En un recipiente vertical, el cierre puede ser colocado más alto, permitiendo más tiempo para que el controlador de nivel y la válvula de descarga reaccionen a la oleada. Adicionalmente, las oleadas en recipientes horizontales pueden crean olas internas que activen el dispositivo de cierre.

Puede ser difícil mantener algunas válvulas de alivio y algunos de los controles sin escaleras y plataformas especiales.

PROBLEMAS OPERACIONALES TÍPICOS A TOMAR EN CUENTA EN EL DISEÑO

Formación de espumaLa tendencia a formar espuma de una mezcla vapor–líquido o vapor–líquido–líquido afectará severamente el desempeño del separador.Generalmente, si se sabe que la espuma es un problema antes de instalar el recipiente, pueden incorporarse deflectores de espuma como el método más económico de eliminar el problema. Sin embargo en algunos casos puede ser necesario resolver un problema en particular, usando soluciones más efectivas como agregar longitud extra al recipiente o usar aditivos químicos. Cualquier información que pueda obtenerse sobre la dispersión de espuma por análisis de laboratorio, antes del diseño del separador es de mucha ayuda. Un caso específico de esta situación son los separadores de Producción (gas–petróleo o gas–petróleo–agua).Flujo de avanceAlgunas lineas de flujo bifásico muestran la tendencia a un tipo de flujo inestable, de oleaje, que se denomina flujo de avance. Obviamente la presencia del flujo avance requiere incluir placas rompe olas en el separador.Materiales pegajososAlimentaciones con materiales pegajosos, como es el caso de crudos parafinosos pueden presentar problemas operativos, debido al ensuciamiento o incrustación de los elementos internos.Presencia y acumulación de sólidosCuando se conoce que un servicio tendrá arrastre de sólidos, deberán tomarse las prensiones correspondientes: tuberías de lavado (si aplica), boquillas de limpieza por inyección de líquidos, boquillas de remoción de sólidos, inclinación de recipientes horizontales, etc. Para separadores de producción, considerables cantidades de arena pueden ser producidas con el crudo. En los separadores en servicio de petróleo arenoso deben proveerse aberturas para la limpieza.

PROCESO DE SEPARACIÓNEn el caso de mezclas vapor–líquido, la mezcla de fases entra al separador y, si existe, choca contra un aditamento interno ubicado en la entrada, lo cual hace que cambie el momentum de la mezcla, provocando así una separación gruesa de las fases. Seguidamente, en la sección de decantación (espacio libre) del separador, actúa la fuerza de gravedad sobre el fluído permitiendo que el líquido abandone la fase vapor y caiga hacia el fondo del separador (sección de acumulación de líquido). Esta sección provee del tiempo de retención suficiente para que los equipos aguas abajo pueden operar satisfactoriamente y, si se ha tomado la previsión correspondiente, liberar el líquido de las burbujas de gas atrapadas.En el caso de separaciones que incluyan dos fases líquidas, se necesita tener un tiempo de residencia adicional, dentro del tambor, lo suficientemente alto para la decantación de una fase líquida pesada, y la “flotación” de una fase líquida liviana

Separación primariaEl cambio en la cantidad de movimiento de las fases a la entrada del separador genera la separación gruesa de las fases. Esta zona incluye las boquillas de entrada y los aditamentos de entrada, tales como deflectores ó distribuidores.Separación secundariaDurante la separación secundaria se observan zonas de fase continua con gotas dispersas (fase discontinua), sobre la cual actúa la fuerza de gravedad. Esta fuerza se encarga de decantar hasta cierto tamaño de gotas de la fase pesada discontinua en la fase liviana continua. También produce la flotación de hasta un cierto tamaño de gotas de la fase líquida liviana (fase discontinua), en la fase pesada continua. En esta parte del recipiente la fase liviana se mueve a una velocidad relativamente baja y con muy poca turbulencia.

Separación por coalescenciaEn ciertas situaciones, no es aceptable que gotas muy finas de la fase pesada discontinua sean arrastradas en la fase liviana: por ello es necesario que, por coalescencia, tales gotas finas alcancen un tamaño lo suficientemente grande para separarse por gravedad: para lograrlo se hace necesario tener elementos como los eliminadores de niebla ó Mallas para el caso de separadores líquido-vapor, o las esponjas o platos coalescedores, en el caso de la separación líquido–líquido (No está dentro del alcance de esta versión del MDP).Recolección de las fases líquidasLas fases líquidas ya separadas requieren de un volumen de control y emergencia para una operación confiable y segura de los equipos aguas abajo.

FACTORES QUE INTERVIENEN EN LA SEPARACIONLa separación de las fases depende de diversos factores como:a) Tiempo de residencia en el equipo.b) Temperatura de operación.c) Presión de operación.d) Velocidad del gas en el equipo.e) Condiciones Externas.

a) Tiempo de ResidenciaPara garantizar un tiempo de residencia adecuado para cada una de las fases líquidas (petróleo y agua), se calcula el volumen necesario del separador, considerando los caudales de cada fase que se pretende separar. Quedan así determinados los niveles normales (NLL) de cada fase líquida dentro del recipiente. Estos niveles se controlan mediante válvulas de control de nivel. En el caso del nivel de petróleo, este se encuentra a la altura del bafle, ya que rebalsa por encima del mismo hacia el cajón de petróleo. En el caso del nivel de agua, por ser ésta la fase más pesada de las tres, se debe controlar la altura de la interfase petróleo-agua.

b) TemperaturaPara garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del pozo debe calentarse hasta 50°C como mínimo. De ser necesario, se debe realizar un calentamiento previo.

c) PresiónEn muchos casos, para garantizar una presión de operación adecuada, se establece un control de presión con una válvula de control en la línea de salida de gas.En los casos en que los pozos no posean gas, la presión se mantiene con un sistema de gas de blanketing. Este sistema de blanketing consta de una válvula autorreguladora ajustada a la presión correspondiente.

d) Velocidad de gasPara garantizar una velocidad de gas adecuada, se dimensiona, considerando el flujo transversal de gas en el equipo, la sección que se requiere para lograr la separación gas-líquido. Esto determina, junto con otras consideraciones, el diámetro del separador.

e) Condiciones ExternasEn ciertos casos, dependiendo de las condiciones y propiedades del fluido a separar, se deben considerar las siguientes condiciones:_ Inyección de desemulsionante: Ayuda a la coalescencia (formación y crecimiento) de las gotas, favoreciendo la separación de las fases de petróleo y agua. Sin desemulsionante, y para valores de caudal cercanos a los de diseño, el espesor de la interfase y la estabilidad de la emulsión petróleo-agua pueden interferir seriamente con la performance deseada para el separador._ Calentamiento previo: La separación de las fases depende, entre otras variables, de la temperatura. Si la temperatura es muy baja, la viscosidad del petróleo es muy alta y se dificulta notablemente la separación de fases, es decir, el ascenso del petróleo desde el seno de la fase acuosa, así como la formación y el descenso de las gotas de agua desde la fase de petróleo. Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del pozo debe calentarse hasta 50°C como mínimo._ Tracing & Aislamiento de líneas y equipos: Se considera recomendable la aislación y tracing en el separador, como caso ideal. Para lograr una operación estable del separador, es recomendable que la línea que va del calentador hacia el separador se encuentre aislada ytraceada.

PARTES – COMPONENTES

Figura 1Inlet diverter = desviador de ingresoInlet = ingresoPressure control valve = válvula de control de presiónGas out = salida del gasMist extractor = extractor de neblinaGravity settling section = sección de asentamiento de gravedadGas – liquid interface = interfaz de gas – líquidosLiquid out = salida de líquidosLevel control valve = válvula de control de nivel

Fig. 1 – El separador horizontal emplea cuatro mecanismos básicos para liberar el gas del líquido. El desviador de ingreso impone una dirección repentina y un cambio de impulso en la corriente de flujo, causando que los líquidos más pesados caigan. La sección de asentamiento de gravedad provee la oportunidad para que las gotas más pequeñas salgan de la corriente de gas, y el extractor de neblina funde los líquidos restantes mientras el gas sale del recipiente. Adicionalmente, el gas arrastrado se escapa en la sección de colección de líquidos.

Figura 2Inlet diverter = desviador de ingreso

Inlet = ingresoPressure control valve = válvula de control de presiónGas out = salida del gasMist extractor = extractor de neblinaGravity settling section = sección de asentamiento de gravedadGas – liquid interface = interfaz de gas – líquidosLiquid out = salida de líquidosLiquid collection section – sección de recolección de líquidosLevel control valve = válvula de control de nivel

Fig. 2 – El separador vertical es efectivo en aplicaciones de GOR bajas o altas, y frecuentemente es utilizado en plataformas costa fuera donde hay poco espacio en el piso.

Figura 3Inlet diverter = desviador de ingresoInlet = ingresoPressure control valve = válvula de control de presiónGas out = salida del gasMist extractor = extractor de neblinaLiquid control valve – válvula de control de líquidosGravity settling section = sección de asentamiento de gravedadGas – liquid interface = interfaz de gas – líquidosLiquid out = salida de líquidosLiquid collection section – sección de recolección de líquidos

Fig. 3 – El separador esférico puede ser considerado un separador vertical sin el casco cilíndrico entre los dos cabezales. Debido a su capacidad de oleada limitada y dificultades con la fabricación, estos separadores no son muy útiles en los campos petrolíferos.