Tipos de Separadores

Yahir Salvador Hernandez Garcia 7A IP

TIPOS DE SEPARADORES

Separadores: Son equipos utilizados para separar corrientes de aceite y gas que provienen

directamente de los pozos.

Descripción de una Separador

Sección de separación primaria.- La separación en esta sección se realiza mediante un cambio de

dirección de flujo. El cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos

al separador; o bien, instalando adecuadamente una placa desviadora a la entrada. Con cualquiera

de las dos formas se le induce una fuerza centrífuga al flujo, con la que se separan grandes

volúmenes de líquido.

Sección de separación secundaria.- En esta sección se separa la máxima cantidad de

gotas de líquido de la corriente de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo

que la turbulencia del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente longitud.

Sección de extracción de niebla.- En esta sección se separan del flujo de gas, las gotas

pequeñas de líquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del se

parador.

En esta parte del separador se utilizan el efecto de choque y/o la fuerza centrífuga como

mecanismos de separación. Mediante estos mecanismos se logra que las pequeñas gotas de

líquido, se colecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman gotas más grandes, que se

drenan a través de un conducto a la sección de acumulación de líquidos o bien caen contra la

corriente de gas a la sección de separación primaria.

Sección de almacenamiento de líquidos.- En esta sección se almacena y descarga el

líquido separado de la corriente de gas. Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente

para manejar los posibles baches de líquido que se pueden presentar en una operación normal.


Además debe tener la instrumentación adecuada para controlar el nivel de líquido en el

separador. Esta instrumentación está formada por un controlador y un indicador de nivel, un flotador

y una válvula de descarga.

Clasificación de los Separadores

Los separadores pueden clasificarse por su forma y geometría en horizontales, verticales y

esféricos; estos pueden ser de dos fases (gas y líquidos) o de tres fases (gas, aceite y agua).

Por su forma o geometría;

Separadores Verticales.

Ventajas:

1.- Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de pozos con alto

contenido de lodo, arena o cualquier material sólido.

2. El control de nivel de líquido no es crítico, puesto que se puede emplear un flotador vertical,

logrando que el control de nivel sea más sensible a los cambios.

3.- Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son muy recomendables

para flujos de pozos que producen por bombeo neumático, con el fin de manejar baches imprevistos

de líquido que entren al separador.

4.- Hay menor tendencia de re-vaporización de líquidos.

Desventajas:

1.- Son más costoso que los horizontales.

2.- Son más difícil de instalar que los horizontales.


3.- Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma cantidad de

gas.

Separadores Horizontales.

Ventajas:

1.- Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales.

2.- Son más económico que los verticales.

3.- Son más fácil de instalar que los verticales.

4.- Son muy adecuado para manejar aceite con alto contenido de espuma. Para esto, donde queda

la interface gas-líquido, se instalan placas rompedoras de espuma.

Desventajas:

1.- No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales sólidos como arena o

lodo, pues es difícil limpiar este tipo de separadores.

2.- El control de nivel de líquido es más crítico que en los se paradores verticales.

Separadores Esféricos.

Ventajas:

1.- Más baratos que los horizontales o verticales.

2.- Más compactos que los horizontales o los verticales, por lo que se usan en plataformas costa

afuera.

3.- Son más fáciles de limpiar que los separadores verticales.


4.- Los diferentes tamaños disponibles los hacen el tipo más económico para instalaciones

individuales de pozos de alta presión.

Desventajas:

1.- Tienen un espacio de separación muy limitado.

Por sus fases;

Separadores Convencionales o de dos fases.

Se acostumbra designar separadores convencionales a los separadores de dos fases en

cualquiera de sus 3 tipos: verticales, horizontales y esféricos. Los separadores horizontales pueden

estar formados por un tanque horizontal, o bien por dos colocados uno encima del otro. A los

primeros se les conoce como de simple barril, y a estos últimos como de doble barril.

Separadores de tres fases.

Estos separadores, además de separar las fases líquida y gaseosa, separan el líquido en aceite

y agua no emulsionada, tiene lugar por diferencia de densidades. Para esto se proporciona al líquido

suficiente tiempo de residencia y se deposita en un espacio donde no hay turbulencia. Los

separadores de tres fases pueden ser verticales, horizontales y esféricos.

Además de las secciones y dispositivos con que cuentan los separadores de líquido y gas, el

separador de 3 fases tiene las siguientes características y accesorios especiales:

a) Una capacidad de líquidos suficiente para proporcionar el tiempo de retención necesario

para que se separe el aceite y el agua.


b) Un sistema de control para la inter-fase agua-aceite.

c) Dispositivos de descarga independientes para el aceite y para el agua.


Diseño General de Separadores

Para el diseño se debe tener en cuenta la aplicación de la NORMA API SPECIFICATION 12J y se

recomienda la siguiente metodología:

Paso 1.- Obtención de la información de proceso (propiedades de los flujos) y de la función que van

a realizar los separadores; para lo cual, se requieren los datos indicados en la tabla 1.

Paso 2.- Definición del tipo de separador y del servicio.

Paso 3.- Selección de los criterios de diseño para el servicio requerido, consideraciones adicionales

y la configuración del separador.

Paso 4.- Dimensionamiento del recipiente a través del cálculo de:

Velocidad crítica del vapor.

Área requerida para el flujo de vapor.

Relación L/D.

Volumen de retención de líquido en el recipiente.

Para separación vapor-líquido se requieren niveles bajo-bajo, bajo, alto, alto-alto, del líquido.

En separación vapor-líquido-líquido, incluir nivel bajo y nivel alto de interfase.

Diseño y especificación de internos.

Volumen del recipiente.

Paso 5.- Definición y dimensionamiento de las boquillas de entrada y de salida.

Paso 6.- Especificación de los internos faltantes del separador.

Paso 7.- Calculo de la caída de presión en el equipo.

Principales Problemas Operativos

Emulsiones.


Es una mezcla de dos líquidos no miscibles, la cual forma una fase dispersa interna y otra

dispersante externa. Los emulsificantes se forman principalmente por las tensiones superficiales de

los componentes y por la presencia de agentes que promueven la formación de las mismas.

Además por la agitación causada por el gas para dispersar un líquido en otro. Emulsificantes

naturales incluyen polvo, suciedad, resinas, parafinas, asfaltenos, ácidos nafténicos y cualquier otra

sustancia soluble en petróleo pero insoluble en agua.

Los métodos para romper emulsiones pueden ser:

a) Tratamiento térmico (calor). Calentando la emulsión entre 40ºC y 85°C, se logra

disminuir la viscosidad de la mezcla.

b) Operaciones mecánicas de filtración y centrifugación.

c) Tratamiento químico por inhibidores.

d) Tratamiento eléctrico por corriente directa o alterna.

Formación de Espuma.

Afecta el desempeño del separador para manejar mezclas gas-liquido. Si la espuma es un

problema antes de instalar el recipiente, pueden incorporarse rompedores como el método más

económico para eliminarlo; en algunos casos es necesario utilizar aditivos químicos o aumentar la

longitud del separador.

Flujo de Avance.

Son líneas de fluido bifásico que muestran tendencia a un tipo de flujo inestable de oleaje.

Su presencia requiere incluir placas rompe olas en el separador.

Materiales Pegajosos.

Por su naturaleza crudos parafínicos pueden presentar problemas operativos, debido a que

el material pegajoso se incrusta en los elementos internos.

Ondulaciones y Cambio de Nivel.

Son producidos por la entrada imprevista de tapones de líquido dentro de separadores

horizontales muy largos, para eliminarlos se colocan placas en sentido transversal al separador,


conocidas como rompe-olas, que son de gran utilidad para control de nivel, evitando medidas

erróneas producto del oleaje interno.

Impurezas.

Cuando se manejan crudos y productos sucios, es recomendable tener tanto en los

separadores un sistema interno de tuberías que permitan la inyección de agua, vapor o solventes

para eliminar los sólidos que se depositan en el equipo durante su operación o para desalojar a los

hidrocarburos antes de proceder a la apertura del recipiente.

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