Separadores

La industria petrolera es un claro ejemplo de innovación en tecnologías, esto se puede ver en los procesos de exploración, explotación y producción del crudo. Durante el proceso de producción, en la fase de separación del crudo del agua y gas, según sea el caso, el Separador entra a ser parte fundamental y por lo tanto, al pasar de los años se le han venido haciendo mejoras tanto de su interior o como del exterior, y dependiendo de lo que se va a separar así mismo se utiliza un tipo de separador; ya sea bifásico (separación crudo-agua ó crudo-gas) o trifásico (separación crudo-agua-gas). Como todo aparato, el separador tiene un paso a paso para su uso que va desde el permiso en si hasta el apagado del mismo; el instructivo nos muestra cómo operar correctamente un Separador, nos dice que oprimir y que no oprimir para de esta forma, darle un uso adecuado evitando retrasos, mal funcionamiento y también accidentes.

Cuando empezamos a estudiar y a ver el proceso de producción de hidrocarburos y facilidades de superficie que se estudia en la corporación internacional del petróleo COINSPETROL, nos nació muchos interrogantes, como conocer los instructivos de cada uno de los equipos que se tienen en una batería de producción.

SEPARADORES

Los separadores son usados para remover los líquidos de los gases. Campos modernos de petróleo que lidian con crudos incluyen mediciones para regalías y pago de impuestos, los cuales requieren que todo el gas no disuelto sea removido del petróleo crudo antes de la medición. Adicionalmente, la venta del gas seco en muchos casos es una fuente considerable de ingresos. Los Separadores de petróleo y gas lidian y soportan una gran cantidad de masa de materiales con una gran eficiencia. Por ejemplo, con un flujo de 10MmSCF por día de gas con una gravedad y especifica de 0.70 y 1000 de bbl por día de 35ºAPI de petróleo, el separador está manipulando 270 toneladas de gas y 150 tonelada de liquido por día. El separador para campos de petróleos usual permite un máximo de trasporte de líquido de 0.10 gal de líquido por millón de SCF de gas, o un máximo de 10 partes de líquido transportado por cada millón de partes de material manipulado.

CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES

Los separadores se pueden clasificar de varias maneras, dependiendo de las fases que separan, de la forma, de la posición, de la utilización o condiciones de trabajo, etc.

En cuanto a las fases que separan pueden ser bifásicos o trifásicos; serán bifásicos si solamente separan gas y líquido y trifásicos si separan gas, petróleo y agua. Los bifásicos son más comunes y los trifásicos se usan generalmente donde hay crudos livianos y no se presentan emulsiones.

En cuanto a la forma pueden ser cilíndricos o esféricos. Los cilíndricos son los más comunes pero los esféricos son bastante usados en campos de gas y cuando deben trabajar a presiones altas (3)..

En cuanto a su posición, esto se refiere a los separadores cilíndricos, pueden ser verticales y horizontales; estos últimos pueden ser de un solo cilindro o dos. Los verticales se usan cuando hay una RGL más bien baja y en pozos que puedan tener producción de arena; los horizontales de un solo tubo se usan cuando se tienen RGL altas pero una tasa líquida estable, y los de dos tubos pueden manejar más fácil producciones altas, dan más tiempo de reposo al líquido para extraerle el gas y pueden manejar más fáciles relaciones gas-líquidos altas.

De acuerdo a su utilización, en una batería hay separadores de prueba, y generales y separadores de alta y baja presión; estos dos últimos existe cuando a una batería llegan pozos con presiones bastante altas y se requieren dos o más etapas de separación, cada una a una presión menor que la anterior.

DE ACUERDO A SU FUNCIÓN MAS IMPORTANTE:

Separadores de agua libre. Conocidos como Free Water Knockout (FWKO) y su función es remover el agua libre de una mezcla de hidrocarburos.

Flash Tank. (Despresurizadores) para bajarle la presión a sistemas de hidrocarburos líquidos y removerles el gas liberado.

Separadores Especiales. Usados especialmente en el tratamiento del gas para removerle humedad o partículas sólidas; cuando es para el primer caso se conocen como despojadores (Scrubbers) y en el segundo caso se conocen como separadores de filtros.

Separadores Generales y de Prueba. Los primeros reciben la producción de varios pozos y los segundos la producción de un solo pozo para determinarle sus características de producción. Normalmente en una estación de tratamiento debe haber un separador de prueba pues a todos los pozos del campo se les debe realizar periódicamente pruebas de producción con el fin de hacerle un seguimiento a su comportamiento productivo.

Existe un tipo de separador cuya función principal es estabilizar la producción que está llegando a una batería cuando los pozos no tienen producción estable, conocidos como “Slug Catchers”; en estos casos la producción pasa de los colectores al “Slug catcher” donde aunque hay separación gas - líquido la función principal es estabilizar la producción para poder enviar el líquido que sale de este recipiente a los separadores, que requieren que la entrada sea estable, para complementar la separación de fases. Este tipo de separador es muy común en plataformas de producción en las cuales la línea del pozo viene por el lecho del mar y al llegar a la plataforma debe ascender en muchos casos de 150 a 200 pies, lo cual ocasiona segregación de fluidos en la tubería que va del fondo del mar a la plataforma y por tanto si los fluidos fueran a llegar directamente a un separador convencional se pueden presentar problemas en el funcionamiento de este porque no se tiene tasas de flujo estables de líquido y gas(6,8).

TIPOS DE SEPARADORES

Los separadores de diferentes manufacturadores difieren ligeramente en detalles, pero muchos son clasificados de acuerdo a la forma vertical, horizontal o esférica. En el separador vertical mostrado en la figura 7.1 el flujo de pozo entra en el separador a través de una entrada tangencial que imparte un movimiento circular al fluido.

Fuerzas centrifuga y gravitacional provee una eficiente separación primaria. Un controlador de flujo cónico separa la sección de acumulación de líquido de la sección de separación primaria para asegurar una superficie quieta de líquido para un nivel de fluido de operación y una fácil liberación de solución de gas. El gas separado viaja hacia arriba a través de la sección de separación secundaria donde las partículas en liquidas en suspensión mas pesadas se asientan. El gas luego fluye a través de un extractor de niebla tipo paleta o tipo malla, donde las partículas de líquidos de 10 micrones (1 micrón= 0.001 mm o 1/25400 pulgadas) y mas grandes den diámetros se acumulan hasta que tienen el peso suficiente para caer en la sección de acumulación de liquido. Los sedimentos que entran al separador se acumulan en el fondo donde son expulsados a través del a conexión de drenaje.

Los separadores horizontales son de diseño de un solo tubo o dos tubos. El separador horizontal de un solo tubo (figura 7.4) el flujo del pozo entra a través de la toma de entrada y golpea angularmente el plato deflector. El flujo del pozo luego golpea el costado del separador, produciendo una separación máxima de de gas y liquido.

El líquido separado es drenado dentro de la sección de acumulación de líquido. Las placas horizontales divisoras separan la sección de acumulación de líquido y la sección de separación de gas para asegurar una remoción rápida de la remoción de gas. El separador esférico de la figura 7.6 es diseñado para hacer un uso máximo de todos los métodos y ayudas conocidas para separa el petróleo y el gas, por ejemplo, la gravedad, la baja velocidad, la fuerza centrifuga y la superficie de contacto.

El flujo del pozo entrante es desviado por el desviador de flujo de entrada y dirigiendo tangencialmente contra la pared del separador. Los chorros de líquido se unen después de fluir 180 grados alrededor de las paredes del recipiente y luego caen en la sección de acumulación para permanecer ahí hasta ser liberados a través de la válvula de desecho de acción de nivel de líquido.

El chorro de gas en su viaje a través del diámetro más grande de la porción central del recipiente pierde las partículas en suspensión debido a la velocidad reducida. La liberación final de partículas en suspensión se lleva a cabo mientras el gas fluye a través de la malla del extractor de niebla. Se podría taponar el extractor de niebla por hidratos o parafinas, el bypass de seguridad protege la malla mediante la limitación de la presión diferencial a un máximo seguro.

PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO

El sistema de obturación se refiere a una boya calibrada a una densidad que no flota en los hidrocarburos, y que en cambio flota en el agua. Esto permite que cuando existe un gran vertido o existe una gran acumulación de hidrocarburo, la boya obture la salida del efluente y no permite salida del líquido. Este hecho, hace subir el nivel del liquido en el separador, hasta que llega a la altura del depósito de recogida y se vierte hidrocarburo en el. Una vez se ha vertido hidrocarburo,

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