Ypfb2003-Separacion y Separadores

MÓD. I - CAP. II: Pag. 1

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CAPÍTULO II- SEPARACION

II-I - ACONDICIONAMIENTO DE LOS FLUIDOS

Se pueden determinar, más allá de las características propias de cada uno, dos componentesfundamentales del fluido producido en los campos petroleros según su estado, dependiendo enalgunos casos de la presión y temperatura a la que son extraídos.

El estado líquido y el gaseoso (éste último libre o integrado), son las dos primeras fases aconsiderar para las necesidades de separación planteadas en cualquier instalación de superficie.

A su vez el estado líquido está compuesto por dos fases principales, el hidrocarburopropiamente dicho (petróleo) y una parte de agua (también libre, integrada o emulsionada), deacuerdo a las características propias del reservorio.

El manejo discriminado de las diferentes fases en las operaciones de producción, hace quesea necesaria su separación y acondicionamiento con diferentes propósitos que pueden ser:

Medir cada fase: En instalaciones donde la presión es la energía utilizada para el transportepor oleoductos comunes (Ej. Plataformas).

Eliminar el fluído no deseado: Puede ser el gas en caudales o situaciones donde no esaprovechable. O puede ser el agua para disminuír el manejo del caudal posterior hacia plantasde tratamiento, para utilizar en sistemas de reinyección, o porque contenga algun componentedañino para las instalaciones (carbonatos).

Separación del gas: El gas captado es generalmente destinado a centros de utilización oventa, o al consumo como combustible de calentadores y motores a explosión.

Separación del petróleo: Para su posterior almacenaje en tanques, estabilización, bombeo,etc.

Con tal objeto se utilizan los “separadores”, que se ubican intercalados en la linea de losfluidos producidos, generalmente posteriores al manifold; y con las descargas de las fasesseparadas, conectadas a los circuítos receptores.

También existen separadores de agua libre (free water knockout), y los denominados“scrubber”, que son pequeños separadores de gas y líquidos, de menor capacidad. Generalmenteusados en líneas de alimentación a otros equipos, como motores y calentadores.

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II-II - PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN

Los principios fisicos básicos para la separación son:

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

Diferencia de densidades: Los tres fluidos a separar conservan en la mezcla diferentesdensidades, actuando el efecto de la gravitación, de manera que los fluidos se separan pordiferencia en el peso de cada componente.

Decantación: Es el efecto de la gravedad sobre los diferentes pesos de los fluidos aseparar, 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

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

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

Cambio de velocidad: Asociado al principio de inercia, los cambios de velocidad semanifestarán en una reducción de velocidad de cada una de las fases en forma diferente yconsecuente con sus densidades.

Cambio de dirección: Existe la tendencia a la separación entre fases, cuando al fluído se lemodifica su dirección, generada por la diferencia de densidad de los fluídos.

Tiempo de residencia: O de retención, es el tiempo que le lleva al fluido pasar por elseparador. Para un determinado caudal o flujo, éste tiempo está fundamentado por el volumendisponible. Está dado por el diámetro del separador, el largo, y el nivel de líquido de operación.Un aumento de éstos parámetros causará un aumento en el tiempo de residencia.

El tiempo de residencia es necesario para obtener una buena separación, pero posee unaestrecha vinculación con la presión, temperatura y características del fluido:

Más viscosidad = Mayor tiempo de residenciaMenor viscosidad = Menor tiempo de residanciaSuperficie 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 delos verticales.



II-III - CONDICIONES DE OPERACIÓN

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

Temperatura: Que los fluidos estén a una adecuada temperatura a fin de bajar lo suficientela 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 deaumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que también favorecerá la separacióndel gas libre y del gas disuelto. En la mayoría de los casos la mínima presión de trabajo deberáser compatible con la necesaria para el drenaje de los líquidos por el fondo.

Las limitaciones a las bajas presiones, están dadas también por el aumento del volúmen delgas al disminuírlas, dado que a tal aumento, le corresponderá un incremento de la velocidad desu pasaje por el separador

La capacidad en caudal de gas de un separador,está dada por la velocidad a la que éste pasa por el equipo,y que es proporcional a la presión y a la sección de pasaje.En separadores horizontales es en función de su diámetro,densidad del gas y nivel de operación. El descuído deéstos parámetros traerá aparejado el arrastre de gotasde líquido con el gas, y por lo tanto una ineficiencia delsistema.

II-IV - SEPARADORES

II-IV-I - Características

El separador está constituido por un cuerpo cilíndricohorizontal o vertical, diseñado especialmente para que porsu interior circulen los fluidos que han de separarse;equipado con una serie de elementos y dispositivos quefavorecen dicha separación.

En la Figura V-1 se puede observar un esquema deeste tipo de equipos, y la distribución de las conexionesde entrada y salidas, correspondiendo el ejemplo a unseparador vertical bifásico.

Figura V-1


Como ya se ha comenzado a describir, los separadores más usados en la industria sepueden clasificar en bifásicos o trifásicos según el tipo de separación; como así también enverticales 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 éstevalor deberían estar calibradas las válvulas de alivio o venteo de seguridad.

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

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

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

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

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

Los equipos varían en tamaño y espesor de pared, según los caudales a tratar y las presionesde trabajo. Los diámetros más frecuentes son de 18 a 60 pulgadas, las alturas tienen granvariedad, entre 1.5 y 7 metros y la presión de trabajo pueden ser de aproximadamete 30 PSI(baja presión) a los de alta presión, equipos que pueden trabajar con más de 3000 PSI.

El diseño del cuerpoy de los accesorios queestán en su interior,permiten que al ingreso delos fluidos se origine unaimportante caída en lapresión de los mismos y unadispersión del flujoaltamente pulverizado. (verfiguras V-2 y V-3).

Figura V-2



II-IV-II - Proceso de separación

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

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

Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interiordel mismo será elevada y puede arrastrar hacia la parte superior a las gotas más pequeñas depetróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y favorecer la separación, se diseñan deflectoresde turbulencia, deflectores de condensación y filtros rejillas como elementos internos del equipo.

Estos dispositivos, como los extractores de nieblas, que se colocan en el interior de unseparador, normalmente se diseñan para permitir que el gas pase a través de los mismos peroefectuando bruscos cambios de dirección. Al mismo tiempo, esta corriente de gas impacta contrauna superficie de choque, produciéndose la coalescencia (agrupación) de las partículas, las queal aumentar de tamaño caen por gravedad a la parte inferior del equipo.

Además, por el hecho de que la corriente de gas y líquido es conducida por el interior deuna cañería dentro de la cual existe una determinada presión, y que al ingresar al separador seproduce una brusca expansión en una cámara más amplia, el flujo pierde velocidad, «cortando»el arrastre de partículas, permitiendo la caída gravitacional de las mismas hacia el lecho líquido.

Figura V-3


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 ymallas 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 casocontrario puede ser necesario 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y dela configuración del equipo.

En la Figura V-4 seobserva un equiposeparador con detalles dediversos accesorios internosque favorecen la separaciónde ambas fases, líquida ygaseosa.

Figura V-4



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

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

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

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

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

En las Figuras V-5 y V-6 se aprecia las mencionadas zonas y los elementos que componenel equipo:

Sección Primaria Sección Secundaria Sección Aglutinadora

Acumulación de LíquidosFigura V-5


12 13 8

1

2 7 4

3 5 6 11

10 9

Figura V-6

1) Entrada de Produccion 2) Plato difusor 3) Rectificador/Coalescedor 4) Retenedor/Rompedor de espuma 5) Rebalse 6) Rompedor de vortex 7) Extractor de Niebla 8) Salida de Gas 9) Salida de Petroleo 10) Salida de Agua 11) Entrada de hombre 12) Valvula de alivio 13) Disco de Ruptura

SEPARADOR HORIZONTAL



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, seescaparía sin restricciones por la parte superior. Por lo tanto, es necesario que la salida de gasdel 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 vayaingresando. También la salida de líquidos debe ser regulada convenientemente. Ver Figura V-7.

Figura V-7


Por lo tanto es necesario equipar el separador con diversos elementos, instrumentos yválvulas 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 deabrir la salida de líquidos cuando aumente el nivel y cerrarla cuando disminuye. Esto se logra conun instrumento controlador del nivel, que actúa enviando una señal sobre una válvula motora dedescarga 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 permitaque el gas captado pueda ser distribuido al consumo, o sea que ingrese a un gasoducto; queprovoque el desplazamiento de los líquidos por la parte inferior del separador, hasta los tanquesy que sea conveniente para tener una separación eficiente.

El equipamiento externo se completa con una serie de accesorios y válvulas de control y deseguridad y con instrumentos y sistemas de medición de los caudales del gas y de los líquidosseparados.

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

II-IV-III - Eficiencia de un separador

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

Si habitualmente un separador entrega un gas limpio y en un determinado momento seproduce un rebase o salida de petróleo por la salida de gas, puede ser que esté ingresando máslíquido del que puede tratar o que no sea adecuada la salida de líquidos (mucha pérdida de cargapor bajo diámetro en la cañería de descarga), o que alguno de los parámetros no están bienregulados, como por ejemplo una temperatura más baja que lo conveniente lo que provocaelevar la viscosidad del petróleo y aumentar las dificultades para movilizarlo hacia afuera delequipo.

Es decir que un separador que estaba trabajando bien, por causas ajenas al mismo puedepasar a disminuir tanto su eficiencia que no separe adecuadamente ambas fases. Pero como seve, es de suma importancia realizar un diagnóstico adecuado a fin de encontrar la solucióncorrecta al problema.



II-IV-IV - 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 las características de losfluidos para los que fue diseñado y de las condiciones de operación. Estas ultimas, en muchoscasos son determinantes, ya que la capacidad puede verse limitada en un alto grado debido acondiciones de trabajo inadecuadas, para las que el equipo no fue diseñado y no puede respondereficientemente.

Por ejemplo una situación que se puede dar sería que, debido a un impedimento o restricciónen la salida de los líquidos, el nivel del mismo dentro del equipo aumente hasta ingresar petróleoa la salida de gas. Esta situación traería aparejado muchos problemas operativos, entre los quese deben contar la falta de gas durante el tiempo en que el equipo esté fuera de servicio y lasdificultades para realizar la limpieza de todo el sistema de líneas y de control neumático quehayan quedado contaminados con petróleo.

Se puede decir que la capacidad de los separadores es función de los siguientes factores:

·diámetro y longitud del recipiente (tamaño del mismo).·diseño y distribución de los dispositivos internos.·presión y temperatura de operación.·características físicas de los fluidos (densidad, viscosidad,)· relación gas-petróleo a la entrada.·diámetro y distribución de las partículas líquidas en el gas antes del extractor de niebla.·nivel del líquido que mantiene el separador.· condiciones de fluencia a la entrada (temperatura, velocidad, presión)· impurezas contenidas en los fluidos del pozo.· tendencia a la formación de espumas y parafinas.

Entre las condiciones operativas que disminuyen la capacidad de un separador, se puedenmencionar las siguientes:

1. Por trabajar a muy baja temperatura, lo que aumenta mucho la viscosidad del petróleoy consecuentemente, disminuye la facilidad para descargar hacia los tanques. Hay que recordarque elevar la temperatura de los fluidos que ingresan, tiene la ventaja de disminuir la viscosidaddel petróleo y por lo tanto facilitar la descarga del equipo. Esto se podría lograr con unprecalentamiento de los fluidos antes del ingreso al separador.


Pero también hay que tener en cuenta que un aumento de la temperatura, aumenta tambiénla cantidad de componentes livianos que se separan de la corriente líquida y que, sin ser gases,son arrastrados hacia la salida de los gases, disminuyendo de esta manera la eficiencia de laseparación. Por lo tanto es necesario lograr un equilibrio entre ambos efectos al seleccionar latemperatura de trabajo, o tener en cuenta la necesidad de enfriar a la salida del separador pararecuperar los componentes livianos que salieron con el gas separado.

2. Por trabajar con una presión interior insuficiente como para movilizar los líquidoshasta los tanques, pero también se debe recordar que elevar la presión de operación es disminuirla separación de ambas fases, por lo que es necesario tener en cuenta estos efectos al seleccionarel valor de la presión de operación.

3. Por instalar una válvula de drenaje de líquidos inadecuada, que produzca mucharestricción al pasaje o que no abra lo suficientemente rápido como para responder a una variaciónimportante del caudal de entrada.

4. Por montar una línea de salida de diámetro reducido, por lo que muchas vecesconviene sobredimensionar estos diámetros, dado que estas líneas de descarga son de recorridorelativamente cortos hasta los tanques de recepción.

En las baterías es común ver separadores verticales que trabajan a baja presión. Su capacidadde separación es menor que un horizontal, por lo se utilizan generalmente para valores medianosa bajos de relación gas-líquido. Son fáciles de limpiar cuando presentan arenas, parafinas oresinas y pueden ser equipados con dispositivos de evacuación de sólidos.

Son perfectamente ubicables en los lugares donde se carece de suficiente espacio, comoen plataformas marinas o predios privados reducidos.

Algunas de las eventualidades operativas descriptas anteriormente se suelenprevenir con la instalación de elementos de control y de seguridad, tal como uncontrolador de muy alto nivel de la interfase por arriba del operativo, que actuará frentea la contingencia que el nivel de líquidos aumente por arriba del rango de operaciónnormal. Este segundo controlador de nivel deberá accionar la apertura de una válvulade descarga, que tendrá que estar ubicada en una cañería a tanque independiente de lalínea de descarga normal de operación, a fin de asegurar estar libre en todo momentoya que actuará como una descarga de seguridad para evitar que el líquido salga por lalínea de gas.



II-IV-V - Control operativo de la capacidad

Se puede ejercer cierto control de la capacidad de un separador, en determinados rangosy 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 separadorante 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 rendimientode un separador horizontal, y he aquí otra ventaja de éstos sobre los verticales.

Operando el Controlador de Nivel se puede obtener un mayor volumen permanente en lafase líquida y una menor sección de pasaje para la fase gas, o viceversa de acuerdo a lasnecesidades propias.

El la Figura V-8 se muestra las tres posiciones tipo, donde se puede considerar el corte pornivel superior a la situación donde el controlador de nivel está regulado para la máxima capacidadde líquido, en el intermedio está para la máxima capacidad de líquido y gas, siendo el promedioo equilibrio de rendimiento. En el corte inferior el controlador es regulado para la mínima capacidaden líquidos y la máxima en gas.

Figura V-8


M Æxim ap res i n

d e m 3/hr m 3/hr m 3/hrtrab a jo m 3/d a m 3/d a m 3/d a

1440 p s i 95 ,04 69 ,3 43 ,8942" x 10’ 2 .280 1663 1053720 p si 157,08 114,84 69 ,342" x 15 3.769 2756 1663600 p si 69 ,3 46 ,2 17 ,16

36" x 10’ 1 .663 1108 412

M Æxim apres i n

d e m 3/hr m 3/hr m 3/hrtrab a jo m 3/d a m 3/d a m 3/d a

1440 p s i 29 .875 47 .800 71 .70042" x 10’ 717.000 1.147.200 1.720.800720 p si 22 .466 34 .655 49 .47342" x 15 539.184 831.720 1.187.352600 p si 12 .906 23 .183 32 .982

36" x 10’ 309.744 556.392 791.568

C APAC ID AD ES D E L IQ U ID O Y G AS

18,8 29 ,0 41 ,4

10 ,8 19 ,4 27 ,9

M M SC FH M M SC FH M M SC FH

25,0 40 ,0 60 ,0

C APAC ID AD D E G ASM Æs 6" Prom edio M enos 6"

M enos 6"Prom edioM Æs 6"C APAC ID AD D E L IQ U ID O

B O PD B O PD B O PD

6.650

10 .500

2.600

10 .500

17 .400

7.000

14400

23800

10500

II-IV-VI - Separadores de PruebaLos separadores denominados “de general” se ubican en la entrada de la planta y circula

por ellos todo el fluido producido por la batería en conjunto. A la salida de los mismos seguramentehabrá un sistema de medición del caudal de gas total y un sistema de medición de los líquidos enconjunto, 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 serderivado por el mismo la producción individual de cada uno. El objeto de hacer circular un pozoseparado del conjunto es medir su producción individual, tanto su caudal de gas como de líquidos(petróleo más agua). Por lo tanto estos equipos deben también estar dotados de sistemas demedición, de gas y de líquido.

Existen en los campos separadores de prueba trifásicos, o sea con la posibilidad de descargarlos líquidos separados, por un lado petróleo más agua emulsionada (por una salida a cierta alturadel equipo) y por otro agua separada (por una salida por el fondo).

El sistema de medición adoptado dependerá de la rigurosidad de la medición que se desearealizar, dado que existen en el mercado una gran variedad de equipos e instrumentos que seadaptan a muy diferentes condiciones de operación.

Un situación donde se pueden apreciar las variaciones mencionadas, se observa en la próximatabla, donde se han tomado en cuenta tres tipos de separadores y sus dimensiones, para realizarel cálculo de capacidad para su nivel promedio, su nivel máximo (+ 6 pulgadas) y su nivel minimoposible (- 6 pulgadas).

Se establecen entonces las tres capacidades de rendimiento para los equipos del ejemplo,práctica que es recomendable realizar en todos los campos donde se encuentren instalados.



La rigurosidad en las mediciones dependerá del objetivo de las mismas, puesto que notendrán iguales exigencias una medición de gas o petróleo para la venta, que otra con destino acomparar producciones en forma relativa. Vale nuevamente introducir el concepto económico,porque seguramente es conveniente la aplicación de costosos sistemas de gran precisión en elcaso que se necesite medir los distintos fluidos para la venta, pero tal vez resulte un gasto nonecesario si la medición es para comparar la producción individual de los pozos, donde sepretende saber si produce más o menos que un prueba anterior, lo que se puede resolvereficientemente con instrumentos accesibles.

Para minimizar el tiempo de estabilización de presiones al colocar un pozo en prueba, esimportante que la diferencia de presión de entrada del pozo y la presión en el separador decontrol, sea la menor posible teniendo en cuenta que la presión normal del pozo, a la llegada a labatería, es la registrada en el colector general de producción.

Es conveniente realizar periódicas verificaciones de la exactitud en la medición de losinstrumentos utilizados, ya sea comparando contra un bombeo a un tanque muy bien calibrado yutilizando elementos de medición apropiados, o utilizando un equipo patrón, calibrado enlaboratorio. Para realizar tal calibración se debe estar seguro de que, adonde se mida la descargadel separador, no entre fluido de ningún otro pozo por pérdida de las válvulas en el colector.

Como en todos los componentes, el Operador tiene la obligación de verificar el correctofuncionamiento y practicar el mantenimiento adecuado para que el rendimiento sea óptimo. En elcaso particular de los separadores de prueba, prestará especial cuidado porque se trata de labase fundamental de la información que necesita para cumplir con su tarea específica, porquemal podrá controlar la producción si el elemento base de medición no opera adecuadamente. Enuna buena operación, éste equipo debe funcionar permanentemente.

II-IV-VII - Otros separadores y accesorios

Se encuentran en algunas instalaciones otro tipo de separadores, en algunos casos llamadosdepuradores, que cumplen la función de retener muy poco líquido en un flujo alto de gas.

Estos equipos son instalados generalmente precediendo compresores, calentadores oinstalaciones de interés, cuando el gas utilizado no ha sido procesado convenientemente encircuítos depresores de punto de rocío.

En la figura V-9 se puede observar un separador del tipo «centrífugo» como ejemplo:


Otros separadores son los «atmosféricos»que trabajan sin presión adicional,siendo utilizadosen algunas oportunidades en el venteo de plantasa la antorcha.

Los incorporados a otros equipos comosucede en los accesos de algunas torres decontacto de glicol o en los circuítos post-enfriadointeretapa de los compresores de gas.

También en otros usos tal el «separadortrifásico» de plantas deshidratadora, sólo que enésa oportunidad separan gas, condensados y glicol.

En todos los casos les corresponden suspropios y adecuados parámetros de trabajo, a finesde obtener el mejor rendimiento posible.

Se los puede encontrar o solicitar alfabricante con diferentes accesorios, comocontroladores de muy alto o muy bajo nivel y muyalta o muy baja presión, serpentinas instaladas ensu interior para el calentamiento de petroleos muyviscosos, puentes de medición de gas y líquidosincorporados.

En separadores para alta presión, se proveencon el «shrinkage tester» o determinador devolumen de gas de despojo (se detalla másadelante en el capítulo de Mediciones), para el casode mediciones con caudalímetros dedesplazamiento positivo o electrónicos de turbina.

Figura V-9



II-IV-VIII - Sistemas de seguridad

Para todos lo equipos mencionados hasta el momento y sujetos a trabajar bajo presión, esrecomendable la comprobación o chequeo periódico de sus límites de capacidad.

Tales comprobaciones se realizan por diferentes sistemas que pueden ser el Test Hidráulico,Radiografías o Ultrasonido.

No obstante los separadores poseen sistemas de seguridad permanentes, que estáncompuestos por más de un elemento o válvulas para proteger el equipo y regular la operación.Todo lo que ofrece riesgos debe tener doble accionamiento, como ser: descarga de líquidos;descarga de gas y válvulas de seguridad.

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

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

Las válvulas de resorte se ajustan a la presión de apertura mediante una tuerca que comprimeo 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 deinstrumentos. Determinada la presión se graba el valor de la misma y la fecha de calibración, aestampa sobre la Placa de Calibrado.


Nesesariamente debe mantenerse un riguroso programa de recalibrado de éste tipo deválvulas. La experiencia de algunos campos indica el recambio por otra calibrada cada 6 meses,otros cada 12 meses; consecuentes con la rigurosidad del trabajo a la que son sometidas.

Completan el equipamiento de seguridad, y reviste gran importacia el así considerarlo, lasválvulas conectoras de los niveles de vidrio, las que en su interior poseen una esfera de aceroque cumple las veces de válvula de retención, cuando por alguna razón el vidrio se rompe.

El vástago de las válvulas empuja la esfera para cerrar, y debe estar completamente retiradopara abrir.

Cualquier posición intermedia provocará que, ante la rotura del vidrio, la esferaquede trabada por el vástago de la válvula, dejándola abierta hasta que sea detectada lafalla.

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