Separadores 2o3q1x

Universidad de Aquino 1. INTRODUCCION El flujo que se obtiene de un yacimiento petrolífero, por lo general, es multifásico (dos o más fases). La separación física de estas fases es una de las operaciones fundamentales en la producción, procesamiento y tratamiento de hidrocarburos. Los fluidos que se generan son, en su mayoría, mezclas complejas de hidrocarburos, agua, partículas de arena y contaminantes. En el recorrido desde el yacimiento hasta las instalaciones superficiales se reducen la presión y la temperatura de estos fluidos, haciendo posible la separación de fases de los hidrocarburos en estado líquido. Comúnmente en la industria del petróleo se habla de tres fases cuando, además del petróleo o de los líquidos que se condensan del gas natural, se separan otros líquidos de naturaleza diferente, por ejemplo el agua.

2. ANTECEDENTES

Durante los últimos años la tecnología ha introducido variantes en el diseño de separadores que conducen a incrementar la capacidad de las unidades, mientras se reduce el tamaño y el peso de los equipos.

Antes del año 1925 la separación de hidrocarburos se consideraba una operación sin importancia, ya que era frecuente ver que el crudo se pasaba directamente de la boca de los pozos a los tanques de almacenamiento descubiertos a la atmosfera, sin embargo, se observó que al hacer pasar el aceite por un aditamento para la separación, se obtenía un mayor rendimiento, teniendo un aceite de mayor porcentaje de gasolinas.

La razón principal que condujo a la separación de los hidrocarburos fueron problemas que se presentaron al tener dos fluidos con características y Laboratorio de Análisis

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Universidad de Aquino comportamientos diferentes en los mismos sistemas de recolección, transporte y almacenamiento, para lo cual se creó un dispositivo mecánico llamado SEPARADOR.

El separador fue desarrollado por la API y la Cadena Rex Empresa Belt (ahora Siemens Water ). El separador por primera vez se instaló en 1933 en el Atlántico Refining Company (ARCO) refinería en Filadelfia . Desde entonces, casi todas las refinerías de todo el mundo han instalado separadores en sus plantas de tratamiento de aguas residuales.

La mayoría de las refinerías instalan los separadores API, utilizando el diseño original basado en la diferencia de gravedad específica entre el aceite y el agua. Sin embargo, muchas refinerías utilizan ahora placa de plástico paralelo embalaje para mejorar la separación por gravedad.

La separación se puede llevar a cabo de diferentes maneras, dependiendo de la fase en que encuentren los cuerpos a separar, así es posible encontrar medios de separación muy antiguos, pero no por eso menos eficientes. En los procesos a los que se somete la mezcla de hidrocarburos desde que llega a la superficie hasta que se encuentran como productos ya refinados, la separación de aceite y gas es la primera separación básica en el campo; como es de saberse la mezcla de hidrocarburos no solamente contiene aceite y gas, sino que también agua, la cual es necesario de igual manera hacer una separación para dejar “agua libre”

Con todo y ser una tarea ordinaria, dicha operación es una de las que requieren mayor atención para obtener una utilidad y separación optimas, debido a que su análisis es muy complejo, ya que comprende un gran número de factores.

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Universidad de Aquino 3. OBJETIVOS

3.1.

Señalar las cuatro funciones más importantes de los separadores.

3.2.

Realizar la clasificación de los separadores.

3.3.

Indicar los Principios de Separación

3.4.

Mostrar los problemas de Operación de los Separadores.

3.5.

Indicar las Ventajas y Desventajas de los tres separadores Geométricos.

4. DESARROLLO

Tomando en cuenta a los diferentes Objetivos señalados, iremos desarrollando el tema punto a punto.

4.1.

FUNCIONES QUE DEBE CUMPLIR UN SEPARADOR

4.1.1.

Hacer una primera separación de fases entre los hidrocarburos de la mezcla.

4.1.2.

Cuando el proceso de separación ocurre entre la fase gaseosa y liquida, la función del separador será: Refinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas liquidas atrapadas en la fase gaseosa, y partículas del gas atrapadas en la fase liquida.

4.1.3.

Liberar parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la liquida.

4.1.4.

Descargar por separado la fase liquida y gaseosa, que salen del separador, con el objetivo de evitar que se vuelvan a mezclar, lo que haría que el proceso de separación sea de una baja eficiencia.

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Universidad de Aquino Para que un separador pueda cumplir con sus funciones debe satisfacer lo siguiente:  Controlar la energía del fluido al entrar al separador  Las tasas de flujo deben responder a ciertos rasgos de volumen  La turbulencia que ocurren en la sección ocupada por el gas debe ser eliminadas  Las salidas de los fluidos deben estar previstas de los controles de presión  Las regiones de acumulación de sólidos deben tener prevista la remoción de estas fases  El separador debe tener válvulas de alivio  El recipiente debe estar provisto de manómetros, termómetros, controles de nivel, etc.  El separador debe tener bocas de visitas.

4.2.

CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES:

4.2.1.

NÚMERO DE FASES A SEPARAR

4.2.1.1. Separadores Bifásicos. Tiene como objetivo principal separar fluidos bifásicos, tales como Gas y Petroleó, Agua y Petroleó.

4.2.1.2. Separadores Trifásicos. Se diseñan para separar tres fases, constituidas por el gas y las dos fases de los líquidos inmiscibles (agua y petróleo), es decir, separar los componentes de los fluidos que se producen en un pozo petrolero. Laboratorio de Análisis

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Universidad de Aquino 4.2.1.3. Separadores Tetrafásicos. Se puede decir que en los mismos se ha previsto adicionalmente, una sección para la sección de espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.

4.2.2.

FORMA GEOMÉTRICA

4.2.2.1. Separadores Verticales Son frecuentemente usados cuando la relación de gas-liquido (RGL) es alta o el volumen total de gas es bajo, en estos el control de nivel de líquidos no es crítico y puede fluctuar algunas pulgadas sin efectuar la eficiencia operacional.

4.2.2.2. Separadores Horizontales Son frecuentemente usados cuando el volumen total de gas es alto. Este tipo de separador puede tener

cantidades

mayores

de

gas

que

un

separador vertical del mismo diámetro, pero esto trae como consecuencia que quede menos espacio para el movimiento del líquido.

4.2.2.3. Separadores Esférico. Los separadores esféricos son un caso especial de un separador vertical, donde no hay armazón cilíndrica entre las dos tapas. Pueden ser muy eficientes debido a que pueden mantener una determinada presión, pero no son usados en los campos petroleros por las siguientes razones:

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Universidad de Aquino  Poseen una limitada capacidad para la agitación del liquido  Presentan dificultades en su fabricación

4.2.3.

UBICACIÓN

4.2.3.1. Separadores de Entrada Estos equipos están ubicados a la entrada de la planta, para recibir los fluidos en su condición original, cruda; obviamente en este caso será necesario

esperar

la

posibilidad

de

recibir

impurezas en el fluido.

4.2.3.2. Separadores Paralelos Los separadores

que se ubican

en forma

paralela realizan una separación de simultánea de los fluidos que ingresan, a una determinada presión y temperatura, todos de separadores que están ubicados paralelamente.

4.2.3.3. Separadores en Serie Los separadores en serie, no se encuentran en forma paralela y realizan un trabajo en orden pasando del separador A. al separador B. Ambos separadores

se

encuentran

a

diferentes

temperaturas y diferentes presiones.

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Universidad de Aquino 4.2.4.

TIPOS DE SEPARADORES

4.2.4.1. Separadores Tipo Filtro

Este tipo de separadores, por lo general tiene dos comportamientos. Uno de ellos es un filtro coalescente, el cual se utiliza para la separación primaria del líquido, que viene con el gas. Mientras, el gas fluya a través de los filtros, las partículas

pequeñas

del

líquido,

se

van

agrupando, para formar moléculas de mayor tamaño. Una vez que las moléculas se han hecho de mayor tamaño, son con cierta facilidad empujadas por la presión del gas hacia el núcleo del filtro, y por ende separadas del gas.

4.2.4.2. Separadores Centrífugos Ofrecen un espacio eficiente, pero son muy sensibles a la tasa de flujo y requieren una mayor caída de presión que la configuración estándar de un separador. Estos

separadores se

utilizan

para

separar

partículas sólidas y liquidas de la corriente de gas.

4.2.4.3. Separadores Tipo Tanque de Venteo Estos son separadores que se utilizan para separar el gas que se produce cuando se reduce la presión del líquido

4.2.4.4. Separadores de Goteo en línea

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Universidad de Aquino Estos equipos se instalan en tuberías que manejan fluidos con una alta relación Gas – Líquido. El objetivo es remover el líquido libre y no es necesariamente todo el líquido contenido en la corriente gaseosa. Luego, los equipos de goteo e línea permiten la acumulación y separación del líquido libre.

4.2.4.5. Torre de Destilación Este envase permite separar un fluido en varios componentes de composiciones deseadas. Para ello se utilizan procesos de equilibrio térmico basado en las constantes de equilibrio líquidovapor. Por lo general, las torres de destilación poseen platos en los cuales se establecen flujos en dos direcciones el gas en ascenso y el líquido en descenso.

4.3.

PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN

4.3.1.

EFECTOS DE SEPARACIÓN MÁS USADOS EN CAMPOS PETROLEROS

4.3.1.1. Fuerza de Gravedad Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, cuando gravitacionalmente que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la arrastre del fluido de gas sobre la gota.

4.3.1.2. Fuerza Centrífuga

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Universidad de Aquino El separador centrífugo funciona mediante el efecto

de

la

fuerza

centrífuga.

El

agua

contaminada con sólidos e hidrocarburos/aceites se inyecta tangencialmente a lo largo de la circunferencia del estanque cilindro-crónico para permitir la separación de las partículas pesadas. El aceite libre es retirado de la superficie del estanque y se almacena en el acumulador de hidrocarburo. Las partículas que pueden precipitar sedimentan al fondo de estanque, desde aquí son drenadas a un filtro de bolsa fácil reemplazo.

4.3.1.3. Cambios en la cantidad de Movimientos Los fluidos con diferentes densidades de dos fases se cambia bruscamente de dirección, el fuerte Momentun o la gran velocidad adquirida por las fases, no permiten que la partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la

fase

liviana,

este

fenómeno

provoca

la

separación.

4.3.1.4. Fuerzas Electrostáticas Consiste en someter la emulsión a un campo eléctrico, intenso, generado por la aplicación de un alto voltaje entre electrodos. La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando

su

o

y

su

posterior

coalescencia. Como efecto final se obtiene un

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Universidad de Aquino aumento del tamaño de las gotas, lo que permite la sedimentación por gravedad.

4.3.2.

EFECTOS MÁS USADOS EN EL PROCESAMIENTO DE GAS En estos efectos usados en el procesamiento de Gas a diferencia del petróleo debemos obviar, el efecto de las Fuerzas Electroestáticas y debemos tomar en cuenta a otras tres efectos que se agregan las cuales son:

4.3.2.1. Absorción Este es uno de los procesos de mayor utilidad en la industria del gas natural. El proceso consiste en remover el vapor de agua de la corriente de gas natural, por medio de un o líquido. El líquido que sirve como superficie absorbente debe cumplir con una serie de condiciones, como por ejemplo:  Alta afinidad con el vapor de agua y ser de bajo costo  Poseer estabilidad hacia los componentes de gas y bajo perfil corrosivo  Estabilidad para regeneración  Viscosidad baja  Baja presión de vapor a la temperatura de o  Baja solubilidad con las fracciones liquidas del Gas Natural  Baja tendencia a la formación de emulsiones y producción de espumas.

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Universidad de Aquino Los glicoles y el metano son líquidos de mayor uso en la deshidratación del gas natural. El metanol, como agente deshidratantes es de alto costo. 4.3.2.2. Adsorción Es el proceso mediante el cual un sólido poroso (a nivel microscópico) es capaz de retener partículas de gas en su superficie tras entrar en o con este.

Una de las aplicaciones más conocidas de la adsorción en el mundo industrial, es la extracción de humedad del aire comprimido. Se consigue haciendo pasar el airé comprimido a través de un lecho de alúmina activa

u otros materiales con

efecto de adsorción a la molécula de agua. La saturación del lecho se consigue sometiendo a presión el gas o aire, así la molécula de agua es adsorbida por la molécula del lecho, hasta su saturación. La regeneración del lecho, se consigue soltando al exterior este aire comprimido y haciendo pasar una corriente de aire pre secado a través del lecho.

4.3.2.3. Flujo Normal de Vapor El flujo normal de vapor (o gas), es la cantidad máxima de vapor alimentada a un separador a condiciones típicas de operación (es decir, en ausencia de perturbaciones tales como las que aparecen a consecuencia de inestabilidades del proceso o a pérdidas de la capacidad de condensación aguas arriba del mismo). Laboratorio de Análisis

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Los separadores son altamente efectivos para flujos de vapor del orden de 150% del flujo normal y, por lo tanto, no es necesario considerar un sobre-diseño en el dimensionamiento de tales tambores. Si se predicen flujos mayores al 150%, el diseño del tambor debe considerar dicho aumento.

4.4.

PROBLEMAS DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES

4.4.1.

CRUDOS ESPUMOSOS 

Dificultad para controlar el nivel del líquido.



Problemas en la separación del líquido del gas.



Probabilidad que el gas y el líquido salgan del separador junto con la espuma y con ello causar considerables pérdidas económicas.

4.4.2.

PRESENCIA DE ARENAS 

Taponamiento de los dispositivos internos del separador.

4.4.3.



Erosión, corte de válvulas y líneas.



Acumulación en el fondo del separador

PARAFINAS La parafina en los separadores de petróleo y gas reduce su eficiencia y pueda hacerlos inoperables llenando parcialmente el recipiente y/o bloqueando el extractor de mezcla y las entradas de fluido. Puede ser removida efectivamente utilizando vapor o solventes

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Universidad de Aquino 4.4.4.

EMULSIONES La presencia de emulsiones crea problemas en los separadores de 3 fases. Se pueden usar los desmulsificantes para romper la emulsión.

4.4.5.

CORROSION Los fluidos producidos del pozo pueden ser muy corrosivos y causar la falla temprana del equipo. Los dos elementos más corrosivos son Dióxido de Carbono y el Sulfuro de Hidrogeno

4.5.

VENTAJAS

Y

DESVENTAJAS

DE

LOS

TRES

SEPARADORES GEOMÉTRICOS

4.5.1.

SEPARADORES VERTICALES

4.5.1.1. Ventajas Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido. 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. 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. Laboratorio de Análisis

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Universidad de Aquino Hay menor tendencia de revaporización de líquidos

4.5.1.2. Desventajas Son más costosos que los horizontales. Son más difíciles de instalar que los horizontales. Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma cantidad de gas.

4.5.2.

SEPARDORES HORIZONTALES

4.5.2.1. Ventajas Por lo normal se emplean cuando las relación gas – liquido es baja. Requieren de poco espacio vertical para su instalación. Requieren menor diámetro que un separador vertical, para una capacidad dada de gas. Manejar grandes cantidades de líquido, optimizando el volumen de operación requerido.

4.5.2.2. Desventajas Cuando existen variaciones a nivel de la fase pesada afectan la separación de la fase liviana. Ocupan mucho espacio horizontal. Es difícil la remoción de sólidos acumulados

4.5.3.

SEPARADORES ESFERICOS

4.5.3.1. Ventajas Más compactos que los horizontales o los verticales, por lo que se usan en plataformas costa afuera. Laboratorio de Análisis

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Universidad de Aquino Son más fáciles de limpiar que los separadores verticales. Los diferentes tamaños disponibles los hacen el tipo más económico para instalaciones individuales de pozos de alta presión.

4.5.3.2. Desventajas Tiene un espacio de separación muy limitado

5. CONCLUSIONES 5.1.

Este documento nos permite a llegar a la conclusión del tema de separadores, entender de manera fácil y precisa los impactos que ocasionan los separadores en cada actividad que se realizan en la industria petrolera, que ofrecen una gran gama de posibilidades que ayudaran al buen desarrollo de los proyectos de separación en la industria.

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6. ANEXOS

Fig.1 Separadores Bifásicos

Fig.2 Separadores Trifásicos

Fig.3 Separadores Tetrafásicos

Fig.4. Separador Vertical

Fig.5. Separador Horizontal

Fig.6. Separador Esférico

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Fig.7 Separadores de Entrada

A

Fig.8 Separadores Paralelos

B

Fig.9 Separadores en Serie

Fig.10 Separador tipo Filtro

Fig.11 Separadores Centrífugos

Fig.12

Separadores

tipo

Tanque

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Fig. 13 Separadores de Goteo

Fig.14 Torre de Destilación

7. BIBLIOGRAFIA 7.1.

Sistema de Recolección separación del Petróleo y gas

7.2.

Antecedentes Módulos- Joule Thomson

7.3.

Modelación Física de un Separador – Escamilla Resendiz

7.4.

Separadores de Hidrocarburos – Karelys Martines

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