Escrito por 5:26 pm Artículos de Opinión

EQUIPOS DE SEPARACIÓN

El fluido que se produce de los pozos es una mezcla turbulenta de diferentes componentes. El flujo debe ser procesado en cuanto se lleve a superficie, antes de ser procesado o almacenado. Para esto se utiliza un recipiente de acero que mediante procesos y tratamientos separan la mezcla en sus componentes básicos, petróleo y gas.

El tamaño del separador a elegir se seleccionan de acuerdo a la composición de la mezcla del fluido y la presión. Comúnmente tienen un dispositivo de entrada centrífuga en la cual se realiza una separación primaria de líquido y gas. Posterior el equipo cuenta con un extractor de neblina  cerca de la salida de gas. Estos muchas veces cuentan con controles de nivel, válvulas de descarga de líquido, válvulas de contrapresión de gas, válvula de seguridad, manómetro, entre otros.

DESCRIPCIÓN DE UN SEPARADOR

  • Separación primaria:La separación en esta etapa se obtiene debido al cambio de dirección del flujo y se utilizan deflectores. Además se instala en la boquilla un arreglo de tubería que se distribuyen perpendicularmente, la cual tiene ranuras u orificios, esto ayuda a que cuando el fluido entre, pase entre los orificios permitiendo una distribución lineal de las fases.
  • Reducción de salpicaduras: Reduce el arrastre de gotas de líquido en el flujo de fase gaseosa y reduce la turbulencia entre la separación de fluidos en la misma fase.
  • Coalescencia de gotas pequeñas: En casos de separación gas-líquido se instalan eliminadores de niebla. El cual es un filtro trenzado de forma cilíndrica, el cual retiene las partículas líquidas, adhiriéndose a la superficie del alambre, hasta alcanzar un peso considerable y caer por propia gravedad. Para fases líquidas-líquidas se utilizan platos o esponjas.
  • Reducción de arrastre de burbujas de gas en la salida de líquido: Como el líquido cae al recipiente, muchas veces se genera un remolino/turbulencia, este dispositivo se instala a modo de obstruir o dificultar la formación de estos.
  • Rompeolas: Conforme cae fluido en el recipiente, se hace una propagación de ondulaciones y cambios en el nivel, provocado por la entrada súbita de tapones de líquido dentro del separador.
  • Reducción mecánica de formación de espuma: Son una serie de placas que direccionan el flujo, se colocan en la zona de retención de líquidos.
  • Limpieza interna de recipientes: Cuando se espera recuperación de sólidos, que es muy común en pozos de aceite, se aplica un depósito de recuperación de sólidos que no son fáciles de remover.

Figura 1.- Configuración común de un separador trifásico. Modificado de Melgarejo, s.f.

PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN

Para la elección del separador es importante considerar con qué producto se está trabajando y las diferentes fases en las que se puede presentar, ya que se deben considerar el efecto de los principios físicos o las fuerzas que se apliquen.

Todos los separadores pueden ser configurados con uno o más de los siguientes principios. Para eso es necesario que las fases de los fluidos sean inmiscibles y de diferentes densidades para que la separación pueda ocurrir.

  1. Fuerza de gravedad: Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, y caen al fondo del recipiente.
  2. Fuerza centrífuga: Es un efecto mecánico el que se aplica, y se emplea en la sección de separación primaria. Las partículas de líquido que se adhieren a las paredes de un extractor tipo ciclónico, la velocidad del gas no debe ser mayor al valor crítico.
  3. Cantidad de Movimiento: Fluido de diferentes densidades poseen diferentes momentum.  Si un flujo de dos fases cambia de dirección bruscamente, la velocidad que adquieren las faes, no permite que la partícula de la fase líquida se mueva tan rápido como la fase gaseosa, provocando la separación.

CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES

Los separadores se pueden clasificar de acuerdo a su forma, su orientación, cantidad de fases a separar y la manera en que físicamente funcionan.

POR SU FORMA:

Figura 2.- Separadores según su forma. Modificado de Guo, Lyons, & Ghalambor, 2007.

a) Separadores esféricos: Este tipo maneja un rango amplio de presiones, sin embargo es limitada en el manejo de líquidos y existen dificultades de fabricación.

b) Separadores de dos barriles: Se instalan en paralelo, en estos el proceso es en etapas individuales.

 

 

POR SU ORIENTACIÓN:

Figura 3.- Separadores según su orientación. Modificado de  PerfoBlogger-Drilling Blog, 2019

c) Separadores verticales: En la entrada del dispositivo, el fluido atraviesa el desviador de entrada y la fuerza centrífuga hace que giré y las gotas liquidas se junten y caen a la parte inferior del recipiente por gravedad. Y en la salida del gas contiene un eliminador de neblina para quitar el líquido que llegó a humedecer al gas.
Este tipo de separador es utilizado comúnmente cuando se trabaja con pozos de relación gas-aceite de baja  a media producción.

d) Separadores horizontales: En este tipo de recipientes el gas fluye de manera horizontal, choca con los deflectores y el líquido genera una película líquida que se drena por gravedad.
Este equipo es de bajo costo y se aplican en pozos con alta relación gas-aceite, corrientes espumosas o separación entre fase líquida-líquida.

POR CANTIDAD DE FASES:

Figura 4.- Separadores según la cantidad de fases que manejan.

e) Separadores bifásicos: El objetivo de estos es separar flujo en fase gaseosa-líquida. Es decir, separar el gas y la mezcla de agua y aceite.

f) Separadores trifásicos: Estos tiene un objetivo más específico, ya que consiste en separar la fase gaseosa(gas natural) y la fase líquida. Sin embargo en la fase líquida genera un filtro más, que es separar los fluidos inmiscibles, es decir, agua y aceite.

 

FACTORES QUE AFECTAN LA SEPARACIÓN

  • Crudo espumosos: Puede provocar que el gas y el líquido se mezclen y salga junto con la espuma y genere pérdidas económicas. Y el nivel de líquido es difícil de medir.
  • Presencia de arenas: Se acumulan los sólidos en el fondo del separador,erosiona y puede llegar a cortar válvulas y líneas de descarga, además de generar taponamiento en los dispositivos internos.
  • Parafinas: La presencia de parafinas reduce la eficiencia de los separadores, provocado un bloqueo total o parcial. En presencia de estos problemas se aplica vapor o solventes.
  • Corrosión: Los fluidos que se producen en un pozo llegan a ser muy corrosivos y pueden provocar una falla en el separador.

LAS CARACTERÍSTICAS DE SEGURIDAD PARA LOS SEPARADORES DE PETRÓLEO Y GAS

El flujo es de suma importancia en la industria del petróleo y el gas, por lo que tener una medición de esta variable importante ayuda en el entendimiento del fenómeno que sucede en el separador y en caso de tener alguna anomalía poder visualizarlo. Esto es posible a través de mediciones de flujo en separadores, válvulas de seguridad, controles, entre otros.

Los sensores de nivel permiten tener un control visible de los niveles de aceite y la interfaz aceite-agua. También contar con una válvula reguladora de contrapresión de gas, ayuda a mejorar la eficiencia del personal y la operación del campo.

De igual manera la instalación sensores de presión y flujo volumétrico en las válvulas que principalmente operan, como, en las válvulas de control de descarga de aceite, válvula de control de descarga de agua, válvulas de drenaje, válvulas de alivio de presión y las válvulas de paro de emergencia. Estas últimas están programadas con un rango de operación normal, y esperan una señal del operador o bien, si la presión está fuera de rango se cierran y evitan algún accidente en el lugar. Es importante que se cuente con equipo confiable y que te permita automatizar el monitoreo de estas variables para un mejor control, prevención de accidentes y poder visualizar estos valores en cualquier instante.
Esto es posible con Dynamic Software-Based Controls E&P , que cuenta con una eficiencia superior al 99.95%, por lo que el usuario puede estar seguro que tendrá supervisado su equipo sin necesidad de interacción humana.

 

Referencias

[1]Barrientos, J. (s.f.). Equipos de Separación. En J. Barrientos.
[2]Guo, B., Lyons, W. C., & Ghalambor, A. (2007). Petroleum Production Engineering. A computer-Assisted Approach. Elsevier Science & Technology Books.
[3]Melgarejo, M. (s.f.). Separador Trifásico de Fluidos. Obtenido de http://www.mmelgarejo.com/separadorweb1/operacion.htm
[4]PerfoBlogger-Drilling Blog. (10 de mayo de 2019). PerfoBlogger-Drilling Blog. Obtenido de http://perfob.blogspot.com/2019/05/conociendo-los-separadores-en-la.html

 

 

[avatar user=”p.cortes” size=”thumbnail” align=”left” /]

Autor: Ing. Pamela Montserrat Cortés Torres

Contacto: pamela.cortes@dyscoep.com

 

 

(Visited 21 times, 1 visits today)
Cerrar