Instructivo de operacion de un separador de fluidos by Jonathan Barrios

INSTRUCTIVO DE OPERACIÓN DE UN SEPARADOR DE FLUIDOS

CARLOS ALBERTO ALBARRACIN CORTES DIANA MARCELA MORENO CORREA

CORPORACIÓN INTERNACIONAL DEL PETRÓLEO “COINSPETROL” TÉCNICO EN PRODUCCIÓN DE POZOS Y FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA INDUSTRIA DEL PETROLEO VILLAVICENCIO 2010

INSTRUCTIVO DE OPERACIÓN DE UN SEPARADOR DE FLUIDOS

CARLOS ALBERTO ALBARRACIN CORTES DIANA MARCELA MORENO CORREA

Trabajo de grado para obtener el título de: Técnico en Producción de Pozos y Facilidades de Superficie

Directora de Investigación Y Proyecto De Grado: Johanna Paola Silva Rodríguez

CORPORACIÓN INTERNACIONAL DEL PETRÓLEO “COINSPETROL” TÉCNICO EN PRODUCCIÓN DE POZOS Y FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA INDUSTRIA DEL PETROLEO VILLAVICENCIO 2010

NOTA DE ACEPTACIÓN

_________________________________

DIRECTOR DEL PROYECTO

VILLAVICENCIO – META

DEDICATORIA

Dedicamos este proyecto a: Dios que ha sido nuestro compañero y apoyo, el que nos brinda fuerzas, sabiduría y salud para salir adelante y cumplir nuestros sueños. A nuestros padres que con amor han sido nuestra fuente de inspiración y apoyo en todo momento y quienes son las personas que le dan sentido a nuestras vidas; y a nuestros hermanos por la lealtad y cariño, porque son los que nos han impulsado a continuar con nuestras metas.

AGRADECIMIENTOS

Expresamos nuestros sinceros agradecimientos a: A Dios por darnos la vida, salud, sabiduría y fortalezas para culminar las metas proyectadas; al Doctor Luis Fernando Hernández por su valiosa orientación durante el proceso de la elaboración del proyecto de grado. A los docentes, ingenieros que de ellos obtuvimos conocimientos y valores como la responsabilidad, la lealtad, la honradez y la disciplina que son de vital importancia para la vida laboral en la industria y a nuestros compañeros que de una u otra forma siempre estuvieron cuando los necesitamos.

CONTENIDO

1. INTRODUCCION

2. PLANTAMIENTO DEL PROBLEMA

3. JUSTIFICACION

4. OBJETIVOS

4.1 OBJETIVO GENERAL

4.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS

5. ALCANCE Y LIMITACIONES

6. METODOLOGIA

7. MARCO TEORICO

7.1 INSTRUCTIVO DE OPERACIÓN DE UN SEPARADOR

7.2 CLASIFICACION DE LOS SEPARADORES

7.3 MECANISMOS DE SEPARACION EN UN SEPARADOR

7.4 SECCION DE UN SEPARADOR

7.4.1 SECCION DE SEPARACION PRIMARIA

7.4.2 SECCION SECUNDARIA

7.4.3 SECCION ACOMULADORA DE LIQUIDO

7.4.4 SECCION EXTRACTORA DE HUMEDAD

7.5 FUNCIONAMIENTO DE UN SEPARADOR

7.5.1 SEPARADOR VERTICAL BIFASICO

7.5.2 SEPARADORES HORIZONTALES

7.5.3 SEPARADORES ESFERICOS

7.5.4 SEPARADORES TRIFASICOS

7.6 CONTROL DEL SEPARADOR

7.7 OPERACIÓN DE UN SEPARADOR

7.7.1 ARRANCADA (PUESTA EN OPERACIÓN)

7.7.2 OPERACIONES DE RUTINA

39 15

7.7.3 PUESTA FUERA DE OPERACIÓN

7.8 CARACTERISTICAS DE PRODUCCION QUE AFECTAN LA SEPARACION

7.8.1 PRODUCCION INESTABLE

7.8.2 PRODUCCION DE CRUDOS ESPUMOSOS

7.8.3 PRESENCIA DE PARAFINAS

7.8.4 PRESENCIA DE ARENA

7.8.5 PRESENCIA DE ESMULSIONES

CONCLUSION

CIBERGRAFIA

LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Separador Bifásico Vertical con sus Componentes más Importantes.

Figura 2. Sistemas para Extracción de Niebla en un Separador. a), b) Canales de Flujo con Obstáculo c) Filtro Elaborado con Alambre Enrollado

Figura 3. Separadores Bifásicos Horizontales con Algunos de sus Componentes Internos. a) Con Extractor de Niebla. b) sin Extractor de Niebla.

Figura 4. Separador Esférico.

Figura 5. Controles de un separador.

Figura 6. Sección Longitudinal de una Válvula de Contrapresión.

Figura 7. Sección Longitudinal de una Válvula de Alivio.

Figura 8. Sección Longitudinal de una Válvula de Descarga de Líquido de un Separador.

Figura 9. Formas de Controlar el Nivel de Líquido en Separadores Trifásicos Horizontales.

Figura 10. Formas de controlar el nivel de líquido en Separadores

Trif谩sicos Verticales.

Figura 11. Pasos para Poner en Funcionamiento un Separador.

Figura 12. Operaciones de rutina en un Separador.

Figura 13. Pasos para Dejar Fuera de Operaci贸n un Separador.

1. INTRODUCCION

En el mundo moderno de hoy, los avances tecnológicos para las industrias no se han hecho esperar. Pero así como se innova en tecnologías, estos equipos mejorados deben llevar un instructivo de operación ya que de no ser así, de nada serviría pues no se le daría un uso adecuado. 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 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.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Cuando se empieza 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, nace muchos interrogantes, como conocer los instructivos de cada uno de los equipos que se tienen en una batería de producción. En el mundo moderno de la industria petrolera los equipos han evolucionado en el aspecto técnico y de operación como es el caso de un separador. El separador es parte fundamental en una batería, ya que es el encargado de separar los fluidos y el gas; por lo tanto se hace necesario conocer su instructivo de operación, sino esto ocasionaría retrasos, mal funcionamiento y hasta accidentes. Hoy en día las nuevas empresas tienen un objetivo muy claro: ser mejores competentes cada día, y para lograr esto buscan la certificación por la calidad; y esto se logra capacitando mejor a su personal, manteniendo las herramientas y bases como los instructivos de los equipos como tal.

3. JUSTIFICACION

Como estudiantes de la Escuela de Producción de Pozos y Facilidades de Superficie, no solo interesa nos solo saber que funciones o qué procesos se efectúan durante la extracción del crudo sino también conocer y tener bien presente el paso a paso de los equipos en una batería de producción. La idea de hacer un instructivo de operación de un Separador surgió a partir de un trabajo de investigación sobre el paso a paso de algunos de los equipos en una batería. Durante el proceso de investigación se observo

que muy poca

información se encuentra en internet y que la Biblioteca de Coinspetrol tampoco cuenta con dicha información; por esto la idea que se tenía al comienzo se convirtió en una necesidad, la necesidad de brindar a las próximas generaciones y tener información sobre el paso a paso de un Separador. No pretendemos ni queremos llegar a una batería de producción sin ni siquiera conocer cuál es el botón de encendido y apagado de un Separador.

4. OBJETIVOS

4.1 OBJETIVO GENERAL 

Proveer a las próximas generaciones y a los interesados el instructivo de operación de un Separador como información esencial.

4.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS 

Definir qué es un separador.



Conocer qué es un instructivo de operación.



Identificar las partes y clases de Separadores.



Difundir el instructivo de operación de un Separador.

5. ALCANCES Y LIMITACIONES

El alcance de este proyecto está determinado a difundir en los estudiantes de COINSPETROL y a los interesados un instructivo sobre la operación de un Separador en una batería de producción ya que esta información no es fácil de encontrar en el medio Web ni en la biblioteca. Sin embargo, este se limita ya que es un instructivo que se basa únicamente de manera general y esquemática no al detalle, con los procedimientos de seguridad básica. Este instructivo puede ser sujeto a las acciones de mejoramiento para optimar las instrucciones de operatividad y a los cambios de acuerdo al proceso que se esté llevando en la actualidad. El personal que labore en los procesos de separación debe estar debidamente capacitado y entrenado. Nuestro estudio solo dará el instructivo de operación del separador.

6. METODOLOGÍA

El proyecto se elaboró por medio de recopilación de información la cual será extraída de libros, guías, textos y páginas web, que nos ayudaran a profundizar y alcanzar nuestro objetivo. Luego se adquiere asesoría, para así desarrollar el tema y verificar la veracidad de la información y así hacer del proyecto una excelente asesoría para el estudio. La información que se quiere plasmar es por ejemplo: Definir el paso a paso que se debe hacer para la principales operaciones de un separador de fluidos como lo son: arrancada (puesta en operación), operaciones de rutina, pasos para poner en funcionamiento el separador, puesta fuera de operación. Es necesario conocer y tener en cuenta cada uno de estos pasos, y de esta forma realizar todos los procedimientos al pie de la letra para que el trabajo sea seguro y poder eliminar cualquier posibilidad de accidente.

7. MARCO TEORICO

7.1 INSTRUCTIVO DE OPERACIÓN DE UN SEPARADOR

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.

7.2 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. 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 más importante: Separadores de agua libre. Conocidos como Free Water Knock-out (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 Cátchers”; en estos casos la producción pasa de los colectores al “Slug cátcher” 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.

7.3 Mecanismos de Separación en un Separador. En general los mecanismos de separación en un separador son físicos y mecánicos. Los mecanismos físicos son la segregación y la fuerza centrífuga y los métodos mecánicos hacen uso de dispositivos que pueden ayudar a atrapar una fase, generalmente la fase líquida, y dejar escapar la otra, generalmente la fase gaseosa, o pueden ayudar a que se presente una mejor separación por gravedad o fuerza centrífuga.

7.4 Secciones de un Separador. Para efectuar una separación lo más completa posible un separador consta generalmente de cuatro secciones, aunque esto puede variar dependiendo del tipo de separador, Las cuatro secciones son:

7.4.1 Sección de separación primaria.

Por ella entra la mezcla de fluido al

separador y allí ocurre una primera separación de fases, el gas que viene libre y el líquido.

Generalmente el separador en esta sección posee dispositivos, que

imparten fuerza centrífuga, distribuyen la corriente que está entrando y/o disminuyen la turbulencia para que se presente una separación más rápida. En esta sección la separación es por gravedad y fuerza centrífuga.

7.4.2 Sección secundaria. El gas en la sección primaria al tratar de escapar arrastra algo de líquido, en la sección secundaria parte de este líquido alcanza a

caer por gravedad. En esta sección el mecanismo de separación de fases es la gravedad.

7.4.3 Sección acumuladora de líquido. El líquido por ser más pesado que el gas cae hacia la zona inferior del recipiente mientras el gas trata de escaparse hacia la parte superior. El líquido al caer se acumula en la sección acumuladora de líquido en donde permanece un determinado tiempo en reposo permitiendo que pueda escaparse el gas que se ha venido atrapado en él. El tiempo que permanece el líquido en esta sección se conoce como tiempo de retención y puede ser desde unos 3-5 minutos hasta unos 20 minutos cuando se trata de crudos espumosos. La presencia de esta sección de acumulación de líquido cumple con dos funciones especiales, por una parte, como se dijo, permite que el gas acabe de separarse del líquido y por otra impide que el gas se vaya por el fondo del separador donde está la salida de los líquidos. En esta sección, en el caso del separador trifásico se presenta también la separación de agua y petróleo. En caso de que no haya separación de agua y aceite habrá una salida de fluido solamente, por donde se puede drenar el líquido; cuando se tenga separación de agua y petróleo hay dos salidas, una para el agua y otra para el petróleo. En esta sección la separación se da por gravedad.

7.4.4 Sección extractora de humedad.

El gas al pasar por la sección de

separación secundaria pierde mucha parte de su humedad, las gotas de líquido que alcanzan a caer por gravedad, pero de todas maneras algunas gotas ya muy pequeñas no alcanzan a caer y son arrastradas por el gas. La sección extractora de humedad se encarga de retirar estas gotas.

La sección consta de unas

especies de filtros donde queda atrapado el líquido en forma de pequeñas gotas las cuales se van uniendo hasta alcanzar un tamaño lo suficientemente grande para caer.

La configuración de la sección extractora de humedad varía

dependiendo del crudo que se esté manejando y del tipo de separador. Al salir el gas de la sección extractora de humedad pasa a buscar la salida del gas del

separador y hacia la línea colectora de gas. En esta sección la separación se hace por adsorción y gravedad. Además de las secciones antes mencionadas todo separador posee un sistema de control que regula el funcionamiento del mismo con el fin de garantizar que el separador trabaje a una determinada presión, que se debe establecer, y se mantengan unos volúmenes también establecidos para las secciones de gas y líquido en el separador. El control del separador se realiza mediante una válvula de contrapresión que garantiza que el separador trabaje a la presión establecida y un control de nivel de líquido que garantiza que los niveles de las zonas para manejo de cada una de las fases del separador se mantengan estables.

7.5 Funcionamiento de un Separador En general un separador para realizar sus funciones de retirar todo el líquido del gas y todo el gas del líquido consta de las cuatro secciones de las que ya se ha hablado, pero además posee una serie de dispositivos en cada una de sus secciones que ayudan a un funcionamiento más efectivo del separador. Veamos ahora un poco en detalle cómo trabajan algunos de los diferentes tipos de separadores.

7.5.1 Separador Vertical Bifásico.

En la figura

se muestra un separador

vertical bifásico y en ella se identifican las cuatro secciones. La mezcla de fluidos entra por un punto intermedio del separador (sección de separación primaria) y al hacerlo pasa por el elemento degasificador el cual se encarga de distribuir el chorro de fluido que está entrando y facilitar así la separación del gas y el líquido que vienen libres además de mejorar la posibilidad de escape del gas del líquido (gas que aún no se ha liberado). Algunas veces al entrar el fluido al separador no pasa por el elemento degasificador, especialmente cuando hay poco gas, sino que más bien el chorro de líquido al entrar choca contra una placa deflectora o contra un elemento giratorio buscando con esto distribuir la dirección de flujo en el primer caso o generar fuerza centrifuga en el segundo caso; en ambos casos se mejora la oportunidad de separar el gas y el líquido; al chocar la corriente de fluido contra

la placa deflectora ésta se distribuye a través de toda el área del separador y será mucho más fácil la separación de gas y líquido; cuando la corriente choca contra un elemento giratorio éste al recibir el impacto empieza a rotar y al hacerlo impulsa el fluido que choca contra él hacia a las paredes del separador, pero como el líquido es más pesado que el gas adquiere mayor fuerza centrífuga y trata de escaparse más rápido hacia las paredes, de esta manera la fuerza centrífuga ayuda a separar gas y líquido. En consecuencia, en esta sección primaria las fuerzas de separación son gravedad y fuerza centrífuga.

Figura 1. Separador Bifรกsico Vertical con sus Componentes mรกs Importantes.

Después de la sección de separación primaria, el gas sigue hacia arriba y pasa por la sección de separación secundaria donde algunas gotas de líquido que han sido arrastradas por el gas que se separó en la sección primaria, se caen por gravedad. En esta sección generalmente no hay medios mecánicos que ayuden a la separación, esta es por gravedad.

Luego de la sección secundaria, el gas pasa por la sección extractora de humedad en la cual todas las gotas del líquido que no alcanzaron a separarse en la sección secundaria son extraídas mediante algún método mecánico; esta sección hace las veces de un filtro por el cual pasa el gas pero no alcanza a pasar el líquido. En el extractor de humedad el gas va a encontrar una serie de obstáculos con los cuales choca y al hacerlo queda adherida parte del líquido en forma de pequeñas gotas las cuales se van uniendo y luego caen.

La configuración del extractor de

humedad puede ser como aparece en la figura 1, y en la figura 2 aparecen otras configuraciones comunes. Se debe aclarar que un extractor en forma de filtro a base de alambre enrollado no es recomendable cuando se tiene producción de crudos que presentan depositación de parafinas.

En la sección extractora de

humedad el mecanismo de separación es una combinación de impacto, adsorción y gravedad. Después de pasar el gas por la sección extractora de humedad sale a la parte superior del separador en donde se encuentra la salida para el gas.

Figura 2. Sistemas para Extracci贸n de Niebla en un Separador. a), b) Canales de Flujo con Obst谩culo. c) Filtro Elaborado con Alambre Enrollado.

El líquido que se separa en la sección de separación primaria además de las gotas que caen de las secciones de separación secundaria y extractora de humedad se cae hacia la sección de acumulación de líquido que, como ya se dijo, cumple con dos funciones importantes, por una parte permitir que el líquido permanezca un determinado tiempo en reposo y así el gas que haya podido venirse atrapado en el líquido tenga oportunidad de escaparse, y por otra parte el colchón de líquido impide que el gas se escape por la salida del líquido. Muchas veces la sección de acumulación de líquido está separada del resto del separador por un bafle o placa cuya función es tratar de mantener la superficie del líquido lo menos turbulenta posible, lo cual también facilita la liberación del gas; el líquido antes de pasar hacia la sección de acumulación de líquido cae sobre el bafle o placa y pasa hacia abajo a través de orificios o ranuras del bafle.

7.5.2 Separadores Horizontales. Se usan generalmente cuando la producción de gas empieza a ser alta, la producción de líquido es más o menos uniforme y no se presentan variaciones bruscas en el nivel de fluido dentro del separador. Cuando hay producción alta tanto de líquido como de gas se usan los separadores horizontales de dos tubos en el cual en el tubo superior se maneja el gas y en el inferior el líquido.

En la figura 3a se muestra un separador horizontal bifásico que funciona de la siguiente manera: la mezcla de fluidos entra a este tipo de separadores por un extremo del cilindro y al hacerlo choca contra un elemento giratorio el cual le imprime fuerza centrífuga a las fases líquida y gaseosa ayudando a que se separen y al hacerlo, el líquido cae por Gravedad hacia la parte inferior del separador; la zona donde se presenta esta separación inicial de fluidos se puede considerar como la sección de separación primaria.

Figura 3. Separadores Bifรกsicos Horizontales con Algunos de sus Componentes Internos. a) Con Extractor de Niebla. b) sin Extractor de Niebla.

Como en el separador horizontal no hay un trayecto en dirección vertical apreciable por donde pueda viajar el gas y permitir que parte de las gotas de líquido que ha arrastrado caigan, se recurre a medios mecánicos para retirarle la humedad al gas; por este motivo el gas se hace pasar por una serie de placas, llamadas placas de rectificación con las cuales va establecer contacto con el gas y al hacerlo, gran parte de las gotas de líquido que está arrastrando se adherirán a las placas y luego caerán al fondo del separador; esta sección de rectificación viene a desempeñar la función de la sección de separación secundaria.

Después de salir el gas de la sección de rectificación pasa hacia la sección extractora de humedad cuya forma y funcionamiento es similar a las descritas en el separador vertical; se debe aclarar sin embargo que la sección extractora de humedad no es tan necesaria en los separadores horizontales como en los verticales pues, por una parte la sección rectificadora la mayoría de las veces es bastante efectiva y, por otra parte el recorrido del gas es más largo que en el caso vertical, lo cual da más oportunidad de que el líquido se separe del gas; en caso de usar sección extractora de humedad se debe tener en cuenta el tipo de crudo que se vaya a tratar para seleccionar el filtro, pues, por ejemplo, no se debe usar un filtro de alambre enrollado si el crudo presenta depositación de parafinas; después de pasar el gas por la sección extractora de humedad busca la salida para el gas.

El líquido que se ha separado en las secciones primarias, de

rectificación y extractora de humedad busca la sección de acumulación de fluidos, la cual es la sección inferior del cilindro y está separada de las demás secciones por una placa o bafle horizontal con orificios o ranuras a través de las cuales pasa el líquido hacia abajo; esta sección posee la salida del separador para la fase líquida pero como la altura de la columna de fluido en esta sección es tan pequeña la mayoría de las veces, en esta salida se pueden formar vórtices lo cual permitiría que se escapara gas con el líquido, para evitar esto se usa el tubo ranurado, conocido como rompedor de vórtices.

La figura 3b muestra otro separador horizontal bifásico de un solo tubo que presenta dos diferencias principales con respecto al de la figura 3a: por una parte el chorro de fluido no choca al entrar con un elemento giratorio sino con una placa deflectora y por otra parte no posee el filtro o colchón extractor de humedad; generalmente cuando la RGL es alta es común usar separadores como el de la figura 3a y cuando la RGL es baja se puede usar un separador horizontal sin colchón extractor de humedad.

Cuando se tiene un separador horizontal de dos tubos, las secciones de separación primaria, de rectificación y extractora de humedad se encuentran en el tubo superior, es decir el tubo superior es semejante a un separador horizontal de un solo tubo con la excepción de que no posee sección de acumulación de líquido, esta función la cumple el tubo inferior; el tubo superior está comunicado, generalmente en sus dos extremos, con el tubo inferior para permitir el paso del líquido.

7.5.3 Separadores Esféricos.

Este tipo de separador se usa principalmente

cuando hay una producción alta, y además a presión alta, de gas. La figura 4 muestra un esquema de

separador

esférico. El chorro de fluido

entra

punto

dado

por

llevado

hacia

extremo

opuesto

donde se divide en dos chorros que hacen ángulo de 180°; con este método se busca distribuir la

FIGURA 4. Separadores Esféricos.

corriente

través

toda

circunferencia del separador para mejorar la separación de fases; así ocurre la

separación inicial de líquido y de gas, el líquido se va al fondo y el gas se va hacia arriba. En la parte superior del separador hay una sección extractora de humedad por la cual tiene que pasar el gas antes de buscar la línea de salida. En este separador el volumen ocupado por la sección de acumulación de líquidos debe ser pequeño comparada con el volumen del separador a fin de que pueda manejar una cantidad alta de gas y éste pueda salir bien seco. El bafle horizontal con orificios se usa para separar las zonas de gas y de líquido.

7.5.4 Separadores Trifásicos.

Son casi siempre verticales u horizontales y

aunque no son tan comunes como los bifásicos se usan en aquellos campos donde la producción de agua es muy baja, casi nula, y además ésta no viene emulsionada con el petróleo sino que en la sección de asentamiento de líquido el agua y el aceite se separan por segregación. La diferencia entre el separador bifásico y el trifásico está en la sección de acumulación de líquidos pues en este último hay separación de agua y aceite y por tanto la sección de acumulación de líquido tendrá una salida para el agua y una para el aceite y un sistema de control para la interface agua – aceite y otro para la interface aceite - gas. Como casi siempre el petróleo es más liviano que el agua la capa de aceite estará por encima de la de agua.

7.6 Control del Separador

Aunque el separador está diseñado para realizar la separación de fases, la calidad de esta separación depende del control de sus condiciones de operación y de las tasas de salida de las fases. Una buena separación de fases depende de factores tales como:  Características físicas y químicas del crudo  Temperatura y presión de operación  Cantidad de fluido que se necesita tratar  Tamaño y configuración del separador

En condiciones normales de operaciรณn los controles de operaciรณn de un separador son un control de presiรณn y un control de nivel cuyo funcionamiento es el siguiente (figura 5): El control de presiรณn mantiene constante la presiรณn del separador regulando la salida del gas; si la presiรณn aumenta por encima de la presiรณn de operaciรณn esta presiรณn actรบa sobre la vรกlvula de control de salida de gas y hace que se abra mรกs para permitir mรกs paso de gas; si la presiรณn disminuye por debajo de la presiรณn de operaciรณn, la vรกlvula que controla la salida de gas se cierra un poco y de esa manera bloquea un poco la salida de gas permitiendo que el separador se presurice nuevamente. Adicional a la vรกlvula de contrapresiรณn, el sistema de control de la presiรณn en el separador posee una vรกlvula de alivio y un disco de ruptura; en caso de que por alguna razรณn la vรกlvula de contrapresiรณn no permita la despresurizaciรณn del separador cuando este estรก a presiones por encima de la presiรณn de operaciรณn, la vรกlvula de alivio se abre para despresurizar el recipiente, y si finalmente la vรกlvula de alivio no funciona y el recipiente continua presurizรกndose se rompe el disco de ruptura el cual es una lรกmina normalmente de aluminio que soporta una determinada presiรณn y cuando se somete a una presiรณn mayor se rompe; al romperse el disco de ruptura el recipiente queda abierto a la atmรณsfera o una lรญnea de descarga conocida como lรญnea de los quemaderos.

Figura 5. Controles de un separador.

La (figura 6) muestra una sección longitudinal de una válvula de contrapresión y su funcionamiento es el siguiente: La válvula tiene tres componentes fundamentales: El piloto que consta del tornillo de ajuste, el diafragma y la válvula; el motor que es la sección que finalmente bloquea o permite el paso del gas a través de la válvula, consta del diafragma y la válvula de bloqueo, y el orificio de paso del fluido cuya dirección de flujo es la indicada por las flechas en la parte inferior de la figura. En condiciones normales la válvula está cerrada y el gas no puede pasar a través de ella; está cerrada porque el resorte del piloto tiene cerrada la válvula de este y el gas que está encerrado en la cámara por encima del diafragma de la válvula del motor la cierra. El fluido que trata de buscar salida a través de la válvula aplica presión por debajo del diafragma de la válvula del piloto tratando de vencer la presión del resorte y abrir la válvula del piloto, y también aplica presión por debajo del vástago de la válvula del motor tratando de abrirla; debido a la diferencia de área del diafragma del motor y del vástago de la válvula del motor, esta válvula no abre inicialmente. Al no encontrar salida el fluido la presión sobre el diafragma del piloto y sobre el vástago de la válvula del motor aumenta y llegará el momento en que la presión sobre el diafragma del piloto sea mayor que la ejercida por el resorte, esto hará que el resorte se contraiga, la válvula del piloto se abra y se

despresurice el depósito de gas que ejerce presión sobre el diafragma del motor , lo cual permitirá que el vástago de la válvula del motor se levante por la presión del fluido que trata de pasar la válvula y permita el paso de este. Al empezar a pasar el fluido este se va despresurizando y llegará el momento en que ya no sea capaz de mantener abierta la válvula piloto permitiendo que se cierre y esto traerá como consecuencia que se cierre la válvula del motor porque ya no sale gas del depósito por encima del diafragma de la válvula del motor.

Figura 6. Sección Longitudinal de una Válvula de Contrapresión (9)

La (figura 7) muestra el corte longitudinal de una válvula de alivio y su funcionamiento es el siguiente: La válvula consta de tres partes principales el tornillo de presión del resorte, el resorte y los orificios que comunican el separador con alguna línea de salida. La válvula está normalmente cerrada porque el resorte, tensionado por el tornillo, ejerce presión sobre el extremo inferior del vástago y cierra el orificio que comunica al separador, y se mantendrá cerrada mientras la fuerza debida a la presión del separador aplicada sobre el plato del vástago en la dirección hacia arriba sea menor que la fuerza debida a la tensión del resorte aplicada hacia abajo; al aumentar la presión del separador la fuerza hacia arriba aumenta hasta llegar a vencer la fuerza hacia abajo y en esta caso la válvula abre y comunica el separador con la salida permitiendo que el separador se despresurice. La salida a la que comunica esta válvula es normalmente una línea que lleva a algún tanque o a los quemaderos, que son sitios retirados de la estación donde se envían hidrocarburos que no es posible almacenar o manejar, para quemarlos.

El control de nivel mantiene constante el nivel de líquido en el separador actuando sobre la válvula que controla la salida de líquido; si el nivel está por encima de un valor establecido el control de nivel hará que la válvula se abra más y aumente la salida de líquido y cuando el nivel de líquido está por debajo del valor establecido el control hace que la válvula se cierre un poco y de esa manera disminuye la salida de líquido. El control de nivel funciona con un detector de nivel de líquido, una línea de suministro de presión y la válvula de descarga del líquido ubicada en la línea de descarga del líquido; el sensor de nivel le envía señales a la válvula de descarga, a través de la línea de suministro de presión, para que abra o cierre dependiendo de si el nivel está por encima o por debajo de un valor establecido. Un sensor de nivel muy común es un flotador cuyo brazo está conectado a una válvula que está ubicada sobre la línea de presión que va a la válvula de descarga, la presión de esta línea es la requerida para hacer abrir la válvula de descarga. Cuando el nivel de líquido en el separador está alto, el flotador sube y por tanto su brazo baja y al hacerlo abre la válvula sobre la línea de presión y la

presión de esta línea se transmite a la válvula de descarga haciendo que abra y por tanto pueda salir el líquido del separador. Cuando el nivel de líquido en el separador está bajo, el flotador cae y su brazo sube haciendo cerrar la válvula sobre la línea de presión y retirando la presión sobre la válvula de descarga haciendo que ésta se cierre y no permita la salida del líquido del recipiente.

Figura 7. Sección Longitudinal de una Válvula de Alivio.

La (Figura 8) presenta un esquema de la válvula de descarga (sección longitudinal) la cual funciona de la siguiente manera: El gas de la línea de suministro de presión aplica presión sobre el diafragma de la parte superior de la válvula tratando de vencer la tensión del resorte que mantiene el disco del vástago

cerrando el orificio inferior de salida de la válvula, si la presión sobre el diafragma vence la tensión del resorte el vástago es empujado hacia abajo y la entrada lateral, que es la conexión de la válvula con la línea de salida de líquido del separador, queda comunicada con la salida de la válvula permitiendo la salida de líquido; cuando no hay presión sobre el diafragma superior, o sea cuando no está comunicada

línea

suministro de presión con la válvula,

vástago

empujado hacia arriba por el resorte y la salida de la válvula queda aislada de la línea de salida de líquido del separador.

Si el nivel de líquido está por encima del valor fijado es posible que el gas salga con algo de humedad y si el nivel de fluido es bajo el líquido sale con algo de gas. La altura a la cual se debe mantener el nivel de fluido se establece con base en el Figura 8. Sección Longitudinal de una Válvula de Descarga tiempo de retención y este a de Líquido de un Separador. su vez se define con base en la experiencia y dependiendo del tipo de fluido a tratar y de las características del separador. De igual manera se debe proceder con la presión de operación, la cual se determina con base en experiencia o de una manera más rigurosa realizando un estudio de comportamiento de fases para el sistema de hidrocarburos que nos permita encontrar la presión a la cual en el separador se obtenga la mayor

cantidad de líquido y la menor cantidad de gas, si la presión del separador está por encima de la presión de operación el gas saldrá con más humedad y si la presión está por debajo de la presión de operación, que es un valor establecido, disminuye la capacidad del separador al gas.

Una variación en el nivel de fluido afecta las capacidades del separador al gas y al líquido y esta variación es mucho más crítica en el caso de separadores horizontales que en los verticales.

El control del separador es más sencillo

cuando es bifásico que cuando es trifásico, especialmente en el control de salida de líquidos pues en el separador trifásico se debe controlar la salida de dos fases líquidas lo cual requiere de dos controles de nivel uno en la interfaces agua-aceite que controla la salida del agua y otro en la interface gas-aceite que controla la salida de aceite.

La (figura 9) muestra dos maneras de controlar el funcionamiento de un separador horizontal trifásico; como se puede apreciar el control de la salida del gas es similar al mostrado en la (figura 5) la diferencia radica en la forma como se controla la salida de aceite y agua. El separador de la (figura 9) posee un bafle o placa vertical que hace las veces de rebosadero y crea una cámara de aceite a la derecha del separador; en esta cámara se instala el control de nivel para regular la salida del aceite; en la parte izquierda del separador queda la interface agua aceite y allí se podría instalar un control de nivel para regular la salida de agua el cual puede funcionar adecuadamente si no hay presencia de emulsiones, pues en este caso la emulsión estaría entre la capa de aceite y la de agua. Para evitar el efecto de la presencia de emulsiones se puede recurrir a un control como el que se muestra en el separador de la (figura 9) en donde le control de nivel para regular la salida de aceite está en la interface gas-aceite y el control de nivel para el agua está en la interface agua-gas.

Figura 9. Formas de Controlar el Nivel de LĂquido en Separadores TrifĂĄsicos Horizontales.

La (figura 10) muestra el caso similar al de la (figura 9) pero en un separador vertical; en el separador de la (figura 10) puede haber problema para el control de la salida de agua si hay presencia de emulsiones, en este caso se puede controlar la salida de fluidos como se muestra en la (figura 10) donde no hay efecto de la presencia de emulsiĂłn.

Figura 10. Formas de controlar el nivel de líquido en Separadores Trifásicos Verticales

7.7 Operaciones de un Separador

Son actividades que se realizan con el recipiente de manera eventual o rutinaria para efectos de mantenimiento o garantizar un funcionamiento adecuado y las cuales se deben realizar siguiendo procedimientos sencillos pero rigurosos con el fin de garantizar seguridad para el personal que la realiza y para la estación

7.7.1 Arrancada (puesta en operación). La (figura 11) muestra los pasos que se deben seguir para poner en funcionamiento un separador los cuales se pueden resumir así:  Si el recipiente está vacío cierre las válvulas en cada salida de fluidos.  Si tiene un regulador de presión debe arreglarse a un 75% de la presión de control normal, y luego se lleva lentamente a la presión de control normal después de que el separador esté en operación. Esto prevendrá que los dispositivos de alivio de presión se abran en el caso de que el control de presión no haya sido arreglado y permita que la presión llegue a valores por encima de la presión de operación.

 Si el separador tiene dispositivos de cierre por bajo nivel, desactívelos o agregue el líquido para el nivel de fluidos quede por encima del control de nivel.  Asegúrese que cada línea de salida del separador tenga la orientación adecuada.  Abra lentamente la entrada de fluido al recipiente.  Cuando el nivel de líquido alcance el rango de los controles de nivel colóquelos en servicio y abra la válvulas cerradas en el paso 1.  Ajuste los controles de nivel y presión para estabilizar su operación.

Figura 11. Pasos para Poner en Funcionamiento un Separador.

7.7.2 Operaciones de Rutina. Son observaciones y chequeos que se deben hacer diariamente buscando posibles fallas en el funcionamiento del separador. En la (figura 12) se esquematizan las posibles operaciones de rutina en un separador, las cuales normalmente son: 

Verificar correctamente los instrumentos de medida para hacer las mediciones apropiadas. 48



Asegurarse que las válvulas de control abren y cierran completa y parcialmente sin obstrucción alguna; esto se consigue haciéndolas abrir y cerrar intencionalmente.



Limpiar los visores (los visores son vidrios a través de los cuales se observa, por ejemplo, la interface gas-petróleo), manómetros, registradores de temperatura, etc.



Verificar que el elemento extractor de humedad no esté taponando; esto se hace registrando presiones antes y después del elemento.

Figura 12. Operaciones de rutina en un Separador.

7.7.3 Puesta Fuera de Operación. La (figura 13) esquematiza los pasos que se deben seguir para poner un separador fuera de operación, por ejemplo para hacerle mantenimiento: 

Bloquear la entrada al separador.



Si no se va a drenar cerrar la línea de salida.



Si va a drenar abra el desvío (bypass), si hay, o desactive el control de nivel de líquido. 49



Si va a despresurizar el recipiente, cierra la válvula de control de salida de gas.



Abra la válvula de venteo para despresurizar.

7.8 Características de Producción que Afectan la Separación.

Existen algunas situaciones donde la producción tiene características indeseables que dificultan el funcionamiento de separadores y es necesario tenerlas en cuenta para neutralizar sus efectos mediante diseños adecuados de los separadores o tratamientos preventivos de los fluidos producidos. Las siguientes situaciones se pueden considerar como problemáticas desde el punto de vista de separación de fases:

7.8.1 Producción Inestable. Se da cuando la tasa de líquido y de gas no es constante o estable si no que llegan de manera alterna, volúmenes relativos grandes de gas (burbujas) seguidos de volúmenes relativos grandes de líquido (tapones). Esta producción también se le conoce algunas veces como producción por baches y se presenta, por ejemplo, cuando hay posibilidades de segregación de fases mientras la producción llega

a los separadores. En estos casos el

funcionamiento de los controles del separador se hace difícil, porque el nivel de líquido es muy inestable y presenta variaciones amplias desde un valor bajo cuando está llegando básicamente gas al separador, hasta un valor alto cuando está entrando el tapón de líquido. En estos casos se requiere estabilizar las tasas de flujo y para ello se usan los separadores especiales conocidos como “Slug Cátchers”.

Figura 13. Pasos para Dejar Fuera de Operación un Separador.

7.8.2 Producción de Crudos Espumosos. La presencia de espumas en un separador es un problema triple por lo siguiente: 

El control mecánico del nivel de líquido se complica porque aparece una nueva fase.



La espuma tiene una alta relación volumen/peso y puede ocupar mucho espacio del recipiente que podría aprovecharse para la retención de líquido o para la separación por gravedad.



La presencia de un banco de espuma hace difícil que el líquido salga sin gas o este sin líquido.

La principal causa de la presencia de espumas son las impurezas diferentes al agua presentes en el petróleo que es impráctico removerlas antes de que el petróleo llegue a los separadores. La espuma no presenta problema en un separador si el diseño interno asegura suficiente tiempo de retención o suficiente superficie de coalescencia para que la espuma se rompa. La cantidad de espuma

formada depende de la caída de presión a la que es sometido el líquido al entrar al separador y de las características del líquido a las condiciones del separador. Las tendencias espumantes de un crudo se deben determinar en el laboratorio y con base en los resultados y la experiencia sobre el manejo de este tipo de crudos, diseñar adecuadamente el recipiente requerido. Las recomendaciones en cuanto al diseño son diseñar para manejar el problema de presencia de espumas y luego usar depresores de espuma para optimizar la capacidad del recipiente; no se debe diseñar partiendo del supuesto que se van a usar depresores para eliminar la espuma pues la efectividad del depresor varía con la composición de la producción y las características de producción las cuales varían con el tiempo, normalmente los depresores de espumas son costosos.

7.8.3 Presencia de Parafinas. La presencia de parafinas puede afectar adversamente el funcionamiento del separador pues se acumula y obstruye el funcionamiento de los accesorios internos del mismo, especialmente el extractor de humedad. Las tendencias a formar parafinas de un crudo se determinan en el laboratorio y de acuerdo a los resultados diseñar el separador para poder manejar este problema; por ejemplo no usar extractores de humedad de tipo filtro y proveer el separador de accesos para remover periódicamente las acumulaciones de parafina, por ejemplo conexiones para inyectarle vapor de agua.

7.8.4 Presencia de Arena. La arena además de que desgasta los equipos y accesorios se puede acumular y obstruir internamente el funcionamiento del separador. Si es inevitable la producción de arena el separador debe llevar internamente conos para la acumulación de arena y boquillas para inyectarle agua a presión y removerla; además los materiales del separador y los accesorios deben ser de resistencia adecuada para no ser desgastados fácilmente por la arena.

7.8.5 Presencia de Emulsiones. La presencia de emulsiones afecta el control de nivel y reduce los espacios para la retención de fluidos en el recipiente. Cuando se

presentan emulsiones normalmente en el separador no se hace separaci贸n trif谩sica, pero algunas veces con el uso de desemulsificantes o con calentamiento se puede romper la emulsi贸n antes de que la producci贸n llegue al separador y separar las tres fases en este.

CONCLUSIÓN

Las próximas generaciones de estudiantes podrán tener acceso libre a nuestro material teniendo de esta material información básica y valiosa sobre el paso a paso que se debe seguir para poner en marcha, hacer operaciones de rutina, y puesta fuera de operación de un separador. la información no solo se prestara únicamente a los estudiantes sino también a todo individuo que lo necesite.

En este instructivo se encontró definiciones importantes sobre qué es un separador, también se identificó las partes y las clases de separadores que existen en la industria para el proceso de separación de fluidos. Por último el instructivo se ha difundido muy entre los estudiantes.

CIBERGRAFIA

http://www.scribd.com/doc/20084120/Capitulo-7-Craft-en-espanol