UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS Y DESCRIPCIÓN DE UN SEPARADOR DE
PLACAS COALESCENTES, PARA REEMPLAZAR Y
REUBICAR LA PISCINA API DEL TERMINAL
BARBASQUILLO DE
EP-PETROECUADOR 2013”
TRABAJO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS
AUTOR: JORGE LUIS VACA MUÑOZ
DIRECTOR: ING. ROGER PEÑAHERRERA
DECLARACIÓN
Yo, VACA MUÑOZ JORGE LUIS declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido con la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_______________________________ Vaca Muñoz Jorge Luís
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis y descripción de un separador de placas coalescentes, para reemplazar y reubicar la piscina API del terminal Barbasquillo de Ep-Petrocecuador 2013”, que, para aspirar al título de Tecnólogo en Petróleos fue desarrollado por Vaca Muñoz Jorge Luis, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
______________________________ Ing. Roger Peñaherrera
DEDICATORIA
Este trabajo quiero dedicarlo a Dios, por ser mi guía, quien siempre me dio fuerza, coraje y sabiduría para no rendirme ante las adversidades de la vida, mostrando valor para luchar por mis sueños y enfrentar toda adversidad.
A mis queridos Padres: Jorge y Bertalina, que siempre me apoyaron incondicionalmente en todo momento y de todas las formas, por brindarme todo su amor, confianza y apoyo incondicional, que han sido inspiración para lograr todas mis metas, a mi Hermana Luisana, por su cariño y solidaridad conmigo, que a su manera supo brindar su empujón para seguir adelante.
AGRADECIMIENTO
Mis más sinceros agradecimientos a la Universidad Tecnológica Equinoccial, a la Facultad de Ingeniería, y la Escuela de Ingeniería en Petróleos por los conocimientos brindados durante nuestra formación académica.
Agradezco a Dios por estar conmigo en cada paso que doy, por fortalecer mi corazón e iluminar mi mente y hacer más perfecto aquello en que creo, a mis queridos padres: Jorge Luis Vaca y Bertalina Muñoz que gracias a su amor y ayuda incondicional, hoy puedo alcanzar mí ambicionada profesión.
A mi querida hermana: Luisana Vaca por contribuir a mi empeño, porque por ella siempre estoy tratando de ser un hermano ejemplar.
A la vida por lo aprendido y gracias a todos quienes de una u otra manera, fueron mi apoyo.
Quiero agradecer a todas las grandes personas que he conocido en estos últimos años de mi vida, a las personas que han estado conmigo en los momentos en que los he necesitado, a mis amigos del alma: Víctor Hugo, Gaby, Patricio, Alejandro, Carlos, Francisco, Helen, Grace, Alex, y Xavier, les agradezco de todo corazón por poder contar con ustedes siempre y por todo lo que hemos compartido en estos años de amistad.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN xii
ABSTRACT xiv
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1 OBJETIVOS 4
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
1.1.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS
4 4
2. MARCO TEÓRICO 5
2.1 RESEÑA HISTÓRICA
2.2 TEORÍA DE LA SEPARACIÓN
2.2.1 DEFINICIÓN DE SEPARADOR 2.2.2 PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN
2.2.2.1 Fuerza de gravedad 2.2.2.2 Fuerza Centrífuga
2.2.2.3 Cambios en la cantidad de movimientos (Momentum Lineal)
2.2.2.4 Fuerzas Electrostáticas 2.2.2.5 Coalescencia
2.2.2.6 Absorción 2.2.2.7 Adsorción
2.3 PROCESO DE SEPARACIÓN
2.3.1 SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA 2.3.2 SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA O DE FUERZAS GRAVITACIONALES
2.3.3 SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINA 2.3.4 SECCIÓN DE ACUMULACIÓN DE LÍQUIDOS 2.4 SEPARADORES DE AGUA LIBRE (FWKO)
ii PÁGINA 2.5 FUNCIONES DE LOS SEPARADORES
2.6 OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES 2.7 CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES
2.7.1 SEGÚN EL NÚMERO DE FASES A SEPARAR 2.7.2 SEGÚN LA FORMA GEOMÉTRICA
2.7.3 SEGÚN LA UBICACIÓN
2.7.4 SEGÚN LA PRESIÓN DE OPERACIÓN 2.8 PARTES DE LOS SEPARADORES
2.8.1 PARTES EXTERNAS 2.8.2 PARTES INTERNAS
2.9 PROBLEMAS DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES
2.10 PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN EL DISEÑO DE LOS SEPARADORES
2.10.1 ASPECTOS A SER EVALUADOS 2.10.2 SERVICIOS A PRESTAR
2.10.3 COMPOSICIÓN DEL FLUIDO QUE SE VA A SEPARAR
2.10.4 PRESIÓN Y TEMPERATURA DE OPERACIÓN
2.10.5 VELOCIDAD CRÍTICA DEL GAS 2.10.5.1 Constante de Souders Brown (k):
2.10.6 DETERMINACIÓN DEL DIÁMETRO INTERNO DEL SEPARADOR
2.10.7 DETERMINACIÓN DE LA TASA VOLUMÉTRICA DE LÍQUIDO
2.10.8 DETERMINACIÓN DEL TIEMPO DE RETENCIÓN DEL LÍQUIDO
2.10.9 TOMAR EN CUENTA PARA EL DISEÑO 2.11 SEPARADORES API
2.11.1 PARÁMETROS DE DISEÑO
2.11.2 PRINCIPIOS BÁSICOS DEL DISEÑO
iii PÁGINA 2.11.3 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE
SEPARACIÓN
2.12 TEORÍA DE LA EMULSIÓN 2.12.1 TIPOS DE EMULSIÓN
2.12.1.1 Emulsión de agua en crudo (W/O) 2.12.1.2 Emulsión de crudo en agua (O/W) 2.12.1.3 Emulsión Múltiple (O/W/O o W/O/W) 2.12.2 AGENTES EMULSIONANTES
2.12.3 FACTORES QUE AFECTAN LA ESTABILIDAD DE LA EMULSIÓN 2.12.4 MÉTODOS DE TRATAMIENTO DE EMULSIONES
2.12.4.1 Químico 2.12.4.2 Térmico 2.12.4.3 Mecánico 2.12.4.4 Eléctrico
3. METODOLOGÍA
3.1 SELECCIÓN DEL MODELO
3.1.1 SEPARADOR DE PLACAS COALESCENTES 3.1.1.1 Misión
3.1.1.2 Principales características 3.1.1.3 Aplicaciones
3.1.1.4 Instrumentación que se puede ajustar al Modelo
3.2 PROCEDIMIENTO
3.2.1 PREDECANTACIÓN
3.2.2 FLOTACIÓN Y SEPARACIÓN DE FASES LIGERAS
3.2.3 ALMACENAJE DEL ACEITE
3.3 ALGUNOS TIPOS DE SEPARADORES DE PLACAS COALESCENTES EN EL MERCADO
iv PÁGINA 3.3.1 SEPARADOR DE HIDROCARBUROS AGUAS
DEL MARE NOSTRUM S.L.
3.3.2 SEPARADOR DE HIDROCARBUROS SHDC 3.3.3 SEPARADOR DE HIDROCARBUROS FSH
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1 SEPARACIÓN POR GRAVEDAD VS. PLACAS COALESCENTES
4.2 PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN QUE EMPLEA EL SEPARADOR DE PLACAS COALESCENTES
4.2.1 ÁREA EFECTIVA DE SEPARACIÓN 4.2.2 COALESCENCIA
4.3 CRITERIOS BÁSICOS PARA SELECCIONAR EL TIPO DE SEPARADOR DE HIDROCARBUROS
4.3.1 EJEMPLO DE CÁLCULO PARA LA SELECCIÓN DEL MODELO
4.4 DESCRIPCIÓN DEL DISEÑO DEL SEPARADOR DE PLACAS COALESCENTES
4.4.1 LIMITACIONES
4.4.2 CAMARAS DEL SEPARADOR
4.4.3 DISEÑO TENTATIVO DEL SEPARADOR DE PLACAS COALESCENTES
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1 CONCLUSIONES
5.2 RECOMENDACIONES
v
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Separador Básico Agua/Aceite libre 6
Figura 2. Separador API en la terminal de productos limpios
Barbasquillo de EP-PETROECUADOR, 2013 11
Figura 3. Partes básicas de un separador de hidrocarburos 12
Figura 4. Principio de fuerza de gravedad 15
Figura 5. Deshidratador Electrostático 16
Figura 6. Separación por coalescencia 17
Figura 7. Secciones de un separador 20
Figura 8. Dispositivos para separación inicial 21
Figura 9. Fuerzas Gravitacionales 22
Figura 10. Extractores de Neblina 23
Figura 11. Fases de separación 24
Figura 12. Separador de agua libre (FWKO) horizontal 25
Figura 13. Separador de agua libre (FWKO) vertical 26
Figura 14. Tipos de separadores según su forma 29
Figura 15. Separadores Bifásicos 31
Figura 16. Separador Trifásico 31
Figura 17. Separadores Tetrafásicos 32
Figura 18. Partes internas de un separador vertical 33
Figura 19. Partes internas de un separador Horizontal 34
Figura 20. Separador esférico 34
Figura 21. Separadores de entrada 35
vi PÁGINA
Figura 23. Separadores en serie 36
Figura 24. Depuradores de gas 37
Figura 25. Separadores de tipo filtro 38
Figura 26. Separadores centrífugos 38
Figura 27. Torre de destilación 39
Figura 28. Separador tipo tanque de venteo 40
Figura 29. Sistema de goteo en línea 40
Figura 30. Partes externas de un separador convencional 42
Figura 31. Partes internas de un separador convencional 42
Figura 32. Deflectores de entrada 43
Figura 33. Distribuidor de entrada en forma de “T” 44
Figura 34. Invertidores de flujo 44
Figura 35. Eliminador de niebla tipo malla 45
Figura 36. Eliminador de niebla tipo rompe-vórtices 45
Figura 37. Placas rompe-espuma 46
Figura 38. Placas rompe-olas 46
Figura 39. Tuberías internas 47
Figura 40. Diagrama temperatura-presión del yacimiento 50
Figura 41. Diagrama temperatura-presión de operación 51
Figura 42. Diagrama temperatura-presión (punto crítico) 52
Figura 43. Vista lateral de un separador API 56
Figura 44. Vista superior de un separador API 57
Figura 45. Teoría de la emulsión 59
Figura 46. Emulsión de agua en crudo 60
vii PÁGINA
Figura 48. Emulsión múltiple 61
Figura 49. Agentes emulsificantes 61
Figura 50. Gráfica % agua en crudo Vs gravedad API 62
Figura 51. Gráfica gravedad específica Vs temperatura 63
Figura 52. Viscosidad Vs temperatura 64
Figura 53. Métodos de tratamiento de emulsiones 65
Figura 54. Coalescencia 65
Figura 55. Efecto de la química desemulsificante 66
Figura 56. Tratamiento térmico directo 68
Figura 57. Tratamiento térmico indirecto 68
Figura 58. Tanque de lavado 69
Figura 59. Fenómenos Físicos del método eléctrico 70
Figura 60. Fenómeno de polarización 71
Figura 61. Fenómeno de atracción dipolar 71
Figura 62. Foto del separador de placas coalescentes de la
terminal de Riobamba 73
Figura 63. Separador de placas coalescentes 74
Figura 64. Limpieza de las placas coalescentes 76
Figura 65. Elemento de control de arma de nivel 77
Figura 66. Skimmer de recogida 78
Figura 67. Proceso de separación del separador de
hidrocarburos en tiempo real 81 Figura 68. Separadores de hidrocarburos de Aguas del
Mare Nostrum, S.L. 83
viii PÁGINA
Figura 70. Separador de hidrocarburos FSH 86
Figura 71. Partes principales del separador de placas
coalescentes 97
Figura 72. Separador de hidrocarburos FSH-2 99
Figura 73. Cara frontal y lateral del flotador separador de
hidrocarburos FSH-2 100 Figura 74. Diseño tentativo del separador de placas
ix
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Constante de Souders Brown (K) 53
Tabla 2. Separadores de hidrocarburo modelo SHDC03 Tabla 3. Separadores de hidrocarburo modelo SHDC06 Tabla 4. Tabla comparativa Separador API vs Separador de placas coalescentes
Tabla 5. Tabla de factores que rigen la velocidad
ascensional según el diámetro de la gota de aceite Tabla 6. Ejemplo de cálculo de selección del tipo de
separador de hidrocarburo
Tabla 7. Concentración del aceite según el tamaño de la gota de aceite y el % en peso
Tabla 8. Especificaciones según el modelo de separadores FSH
85 85
89
91
94
95
x
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
ECUACION [1] Velocidad critica del gas 53
ECUACION [2] Diametro interno del separador ECUACION [3] Tasa volumétrica del liquido ECUACION [4] Ecuacion de Stokes
ECUACION [5] Tiempo de Retencion ECUACION [6] Grados API
ECUACION [7] Velocidad de ascensión de la partícula o gota de aceite
53 54 55 55 63
xi
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO I
Separador de placas coalescentes taponado debido a fluidos vertidos por limpieza de tanques en la terminal de productos limpios Riobamba de EP PETROECUADOR.
110
ANEXO II
Data sheet del Separador de placas coalescentes implementado en la terminal de productos limpios Riobamba de EP PETROECUADOR 2008
ANEXO III
Análisis de precios unitarios del Separador de placas coalescentes implementado en la terminal de productos limpios Riobamba de EP PETROECUADOR 2009.
111
112
xii
RESUMEN
El contínuo desarrollo tecnológico de la industria hidrocarburífera a nivel mundial ha implementado sistemas automatizados en sus procesos, que a pesar de su alto costo, representan inversiones que a largo plazo pueden generar un mayor porcentaje de ganancia a las empresas. En el ámbito petrolero, la automatización incrementa la eficiencia en sus procesos. A nivel nacional por parte de EP PETROECUADOR, dentro de sus activos, uno de los equipos más utilizados para el tratamiento del petróleo son los separadores de crudo. El objetivo de este trabajo es realizar el análisis y descripción de estos separadores.
Las propiedades que posee el fluido que va a ingresar al tanque son muy importantes para determinar la eficiencia del separador, con lo cual se debe llegar a entender el comportamiento del fluido basado en la mecánica de fluidos, en este caso las aguas contaminadas con combustible en condiciones de régimen turbulento y laminar.
Adicionalmente se determinó una evaluación cualitativa y cuantitativa de la contaminación producida en las aguas residuales por derivados de petróleo que se despachan en la terminal de productos limpios Barbasquillo de EP PETROECUADOR, haciendo un análisis del método de tratamiento de aguas residuales existente y ofreciendo un nuevo y sofisticado método que reduzca aún más el contenido de aceite en agua y a su vez el impacto ambiental.
Este trabajo está constituido por cinco secciones:
xiii La segunda sección describe el marco teórico, donde se hace un amplio estudio de los separadores convencionales utilizados en la industria petrolera y a su vez del comportamiento de los fluidos en su interior.
La tercera sección comprende la metodología con que se determinaron las características y aplicaciones del separador de placas coalescentes. Se describen los parámetros de diseño e instrumentación correspondiente para la automatización del proceso.
En la cuarta sección se realizó el análisis de resultados, donde se establecen los criterios de selección del modelo de separador en base a tablas de factores que rigen la velocidad ascensional según el diámetro de la gota de aceite. Así mismo se realizó una tabla comparativa de ventajas y desventajas entre el método de la piscina separadora API y el método del separador de placas coalescentes para determinar el mejor de los casos para el tratamiento de aguas residuales.
xiv
ABSTRACT
The continuous worldwide technological development in hydrocarbon industries has implemented automated systems to their processes, in despite of their high costs, on a long term period they might generate a high profit to enterprises. In oil matter, automatization increases process efficiency. Locally, EP PETROECUADOR, inside of its assets, one of the most used for oil treatment is oil separator. The objective of this work is to analyze and describe these separators.
The properties of the fluid fed to the tank are really important to determinate the separators efficiency; with these, it will be able to understand the fluids behavior based on fluid mechanics. In this case, fuel contaminated effluents at turbulent and laminar conditions.
Additionally, qualitative and quantitave evaluation was determinate over the contamination produced on waste water due to oil derivates dispatched at Barbasquillo’s clean products terminal of EP PETROECUADOR, an analysis of the actual method for waste treatment and suggesting a new and sophisticated method that reduces even more the environmental impact and the oil content in water.
This work is formed by five sections:
First section offers a short introduction on separators importance inside oil industries. Established objectives are meant to be achieved in this work.
xv The third section covers the methodology used to determinate the characteristics and applications of the coalescent layers separator. Design and instrumentation parameters are described according to the automatization process.
In the fourth section, the analysis of the results was done, where model selection criteria were established based on factor tables that rule over ascend speed according to the oil bubble diameter. Also, comparative table for advantages and disadvantages for separation pool method and coalescent layers method was developed, to determinate the best scenario for waste water treatment.
1
1.
INTRODUCCIÓN
Dentro de la industria petrolera, el flujo que se obtiene de un yacimiento petrolífero, por lo general es multifásico, donde la separación física de sus fases es una operación fundamental en la producción, transporte y tratamiento de hidrocarburos, donde los fluidos que se generan en su mayoría son emulsiones de hidrocarburo, agua, partículas de arena, seguidas por contaminantes. En el recorrido desde el yacimiento hasta las instalaciones superficiales existe turbulencia, lo que hace que las emulsiones sean aún más fuertes, provocando una difícil separación. Es por esta razón que en superficie se instalan equipos que permitan una efectiva separación de las fases, de forma tal que puedan ser tratadas por separado para que cumplan con los requisitos establecidos para entrega, venta o para disponerlos en el medio ambiente como es el caso del agua producida. Parte de estas facilidades de superficie son los separadores, los cuales tienen como función principal separar la mayor cantidad posible de gas, agua y crudo del flujo proveniente de un pozo.
2 variedad de situaciones ninguna de las cuales puede explicarse en términos sencillos.
Razón por la cual, en la presente investigación, se establecen parámetros, condiciones y criterios de selección de separadores para el tratamiento de emulsiones, el mismo que consistirá en analizar y describir un separador de placas coalescentes, para reemplazar y reubicar la piscina API del Terminal Barbasquillo de EP-Petroecuador, al mismo tiempo buscar una mayor eficiencia en el proceso de tratamiento de aguas residuales y reducir el impacto ambiental. También se determinarán las ventajas y desventajas del separador de placas coalescentes en relación a la piscina API, cuantificando los volúmenes de agua contaminada producidos en dicha terminal de productos limpios.
En el terminal Barbasquillo existe una piscina API para el tratamiento de aguas contaminadas con combustible, la cual no se encuentra en funcionamiento por falta de mantenimiento. En la actualidad este tipo de piscinas están restringidas ya que permiten la evaporación de los hidrocarburos, y esto, genera gases tóxicos que luego se convierten en fenoles, los cuales son muy dañinos para la salud del hombre.
Es por esto que es necesario el diseño de un separador de placas coalescentes para reemplazar la piscina API existente y de esta manera solucionar el problema de la contaminación por evaporación de los hidrocarburos. Así mismo si los efluentes son vertidos a los ríos con un alto porcentaje de azufre pueden afectar la salud de las personas, flora y fauna, suelo y subsuelo.
3 de un separador de placas coalescentes, donde se podrá reemplazar y a la vez reubicar la piscina API del lugar, con lo que se logrará reducir el índice de contaminación por la evaporación de los hidrocarburos contenidos en la piscina, debido que este método necesita de mucho menor tiempo de residencia a diferencia de la piscina API.
4
1.1 OBJETIVOS:
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar y describir un separador de placas coalescentes, para buscar reemplazar y reubicar la piscina API del terminal Barbasquillo de EP-PETROECUADOR 2013
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Realizar un estudio de los tipos de separadores utilizados en la industria petrolera.
Establecer las características, aplicaciones y los parámetros de diseño del separador de placas coalescentes.
Realizar un estudio comparativo de ventajas y desventajas entre el método de la piscina API y el separador de placas coalescentes.
5
2.
MARCO TEÓRICO
2.1 RESEÑA HISTÓRICA
De acuerdo a Petroecuador (2007), 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 equipos.
Antes de 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 atmósfera. Sin embargo se observó que al hacer pasar el aceite por un equipo 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 los problemas que se presentaron al tener dos fluidos con características y comportamientos diferentes en los mismos sistemas de recolección, transporte y almacenamiento, para lo cual se creó un dispositivo mecánico llamado separador.
6 Figura 1: Separador Básico Agua/Aceite libre.
(Raúl Baldeón, 2012)
El primero y el más antiguo de los dos es el de gravedad o separación convencional, simple separación vía gravedad (la diferencia de densidad entre dos líquidos inmiscibles guía a uno de ellos a levantarse por encima del otro), el cual, consta de una cierta longitud del tanque, anchura y una profundidad que logra un punto de inmovilidad para darle a los aceites tiempo para ascender.
Este diseño (también conocido como separador API) generalmente provee una descarga de concentración de aceite de mayor o igual a 100 ppm en la fase acuosa, basado en un tamaño de gota de 150 micras. Este método se apoya en un colchón de agua. Esto es correlativo al tamaño del tanque que puede ser 5 veces el tamaño de un separador de placa coalescente (CPI) con la misma capacidad.
7 generalmente son los mismos. El concepto de coalescencia está basado en tener una gran área de superficie de contacto. Mientras más área de superficie sea provista, más eficiente el proceso de separación. Usando la media coalescente, el tamaño del tanque es reducido y se logra rendimiento mayor que el desarrollado por la separación de gravedad. Este diseño provee una descarga de concentración de aceite de menor o igual a 10 ppm en la fase acuosa, cuando el tamaño de gota de aceite es de 20 ~ 30 micras, lo que es una gran ventaja sobre los separadores API.
Conforme a lo señalado por Govea (2008), la separación se puede llevar a cabo de diferentes maneras, dependiendo de la fase en que se 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, para la cual es necesario su tratamiento para dejar el agua libre.
8 Otro trabajo dedicado a los separadores de agua y aceite fue realizado por John S. Eow, Mojtaba Ghadiri y Abel O. Sharif (2005), quienes hicieron un modelo de separador en donde el agua se desprendía del aceite mediante separación electrostática e hidrodinámica. Por lo que en este trabajo se usó un separador electro coalescente, aplicando un campo eléctrico para realizar perceptiblemente las gotas de agua de un aceite viscoso que fluye en concentraciones muy bajas dentro de la fase dispersa y los resultados obtenidos con este separador, fue que la eficiencia de la separación dependiendo del aumento del diámetro de las gotas, puesto que a gotas con diámetro mayor se puede provocar un corto circuito.
El Steel Tank Institute (2005), diseñó un tanque para la separación de agua-aceite mediante la diferencia de densidades. Este separador se creó para la disociación de hidrocarburos no emulsionados, es decir, aceites de motor, aceites ligeros y productos del petróleo con una gravedad específica de 1. A lo expresado y como criterio, se evidenció que las ventajas de este separador fueron que retarda el flujo y disminuye la turbulencia del flujo entrante, la interacción de este movimiento junto con las fuerzas que se ejercen, hacen que por coalescencia se separe el flujo, formándose gotas de aceite que emergen hasta la superficie y ahí se acumulan, el agua limpia sale del separador por debajo del nivel de salida para el aceite.
9 Así mismo la compañía Breetwood Industries (2007), del Water Technology Group, diseñó un separador de agua y aceite con una placa paralela al separador, que de acuerdo a los investigadores de estas compañías permiten una mejor separación entre las fases, debido a que la placa paralela permite un aumento del área superficial horizontal, permitiendo que exista un flujo de menor turbulencia, ya que esta placa atrapa y remueve el aceite de la gota más pequeña que se encuentra en el flujo, lo cual por medio de esta metodología se tiene un 60,00% de aceite menos que el separador convencional.
La American Petroelum Institute (API) (2007), diseñó un separador convencional tipo gravedad, el cual funciona con la misma similitud que los anteriores, pero con la desventaja de no poder recuperar la cantidad de aceite necesaria, aumentando de esta forma los costos de operación, ya que se tiene que utilizar una batería de varios separadores para que en la última operación se logre separar la mayor cantidad de aceite.
Es importante señalar, que la separación por gravedad utiliza la diferencia en gravedad específica entre el aceite y el agua. El aceite se separa de un fluido a la tasa explicada por la Ley de Stoke’s (1967). La fórmula predice cuán rápido la gota de aceite subirá o sedimentará a través del agua, basándose en la densidad y el tamaño de la gota de aceite y la distancia que tiene que viajar.
10 Razón por la cual, una de las mejoras hechas al separador consiste en la instalación de placas paralelas a lo largo de la cámara de separación, en dirección del flujo. Posteriormente con la experiencia de la modificación anterior, se desarrolló un nuevo sistema a base de placas corrugadas. El separador de placas corrugadas se coloca con cierto ángulo de inclinación en dirección del flujo, guardando una distancia corta entre las placas. Este separador ofrece mayor eficiencia en la remoción de aceite.
Un sistema más eficiente que los antes mencionados es el separador de placas coalescentes, ya que combina dos procesos: separación por diferencia de gravedad específica y acción coalescente.
2.2 TEORÍA DE LA SEPARACIÓN
De acuerdo al criterio de Rafael Torres Robles, J. Javier Castro Arellano, (2002), la separación es un proceso físico por medio del cual se pueden obtener las diferentes fases que componen una corriente de hidrocarburos a condiciones de presión y temperatura ambientes.
Los separadores de placa coalescente son sistemas de separación de agua-aceite pasivos y físicos diseñados para remover aceites del agua, combustibles, y productos LNAPL y DNAPL. El funcionamiento puede ser descrito como una combinación de la Ley de Stoke’s y la teoría de la coalescencia, en donde el promedio de velocidad en que una gota de aceite llega a la superficie (además de otros parámetros), determinan el área de superficie requerida por la gravedad.
11 diseño vacío y de retención que proporciona suficiente tiempo para permitir la separación de aceite por gravedad. Este tipo de separador es muy común y más bajo en funcionamiento que un diseño coalescente.
En la Figura 2 podemos observar uno de los métodos más antiguos para tratamiento de aguas residuales, como lo es el separador API.
Figura 2: Separador API en la terminal de productos limpios Barbasquillo de EP-PETROECUADOR, 2013
12 2.2.1 DEFINICIÓN DE SEPARADOR
Un separador en el sector petrolero, es un dispositivo mecánico de forma cilíndrica de acero que por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua (IDEQ, 2005). En la Figura 3 podemos entender la definición de separador mediante la vista interna de sus partes básicas.
Figura 3: Partes básicas de un separador de hidrocarburos (Tecnofibersl, 2013)
13 en cada etapa, a fin de reducir a un mínimo los requerimientos de compresión.
Las estaciones de descarga están provistas de equipos destinados al tratamiento, almacenamiento y bombeo del petróleo hasta los patios tanques. Para el tratamiento, cuentan con separadores gas y crudo para las producciones limpias (libres de agua), sucias (con agua) y de prueba, además de realizar la separación agua/crudo por medio de calentadores y tanques de lavado o de estabilización y así cumplir con las especificaciones de concentración (menor al 0,5 % de agua y sedimentos). El propósito fundamental de una estación de descarga es separar el gas, el agua y los sedimentos que arrastra el petróleo cuando es extraído de los yacimientos; este proceso se denomina tratamiento del crudo. (Smith Vernon H, 2001).
Los separadores de hidrocarburos son un elemento esencial en el tratamiento de aguas hidrocarburadas. Debe tenerse en cuenta que los posibles vertidos accidentales en zonas de surtidores, de reparaciones, etc. son muy contaminantes. La contaminación de estos productos es de: aproximadamente un litro de hidrocarburos puede contaminar mil litros de agua. Un separador convencional debe tener las siguientes características de diseño:
Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla para permitir la separación por gravedad de los diferentes componentes de la misma.
Estar equipado con una salida superior para gas o vapores, una salida inferior para líquidos y un orificio de limpieza en el fondo.
Contar con un control de nivel que opere la válvula para la salida de líquido, una válvula de seguridad en la parte superior, al igual que un manómetro indicador depresión.
14 De acuerdo a lo expresado, los separadores son equipos utilizados para separar corrientes de aceite y gas que provienen directamente de los pozos. Las relaciones gas-aceite de estas corrientes disminuyen en ocasiones, debido a las cabezadas de líquido que repentinamente se presentan, siendo estas más frecuentes cuando los pozos producen artificialmente.
2.2.2 PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN
El petróleo crudo una vez extraído del pozo, sube por los cabezales de producción que se encuentran ubicados en la parte superior (boca del pozo) del pozo.
Este crudo sigue un trayecto y va a un tren de separadores que se encuentran ubicados en los campos de producción. Debido a que el petróleo en su forma natural se encuentra en los pozos acompañado de gas, agua, sedimentos e impurezas, debe ser separado de cada uno de estos elementos, He allí donde aparecen los trenes de separadores, los cuales son unas especies de tanques donde el petróleo crudo entra por la parte superior y debido a la gravedad él se va separando.
Los sedimentos se van al fondo, el agua se queda en la parte media entre los sedimentos y el crudo y el gas en la parte superior. Este crudo una vez que sale del separador, sale acompañado con el gas.
15
2.2.2.1 Fuerza de gravedad
Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, cuando la fuerza gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la fuerza de arrastre del fluido de gas sobre la gota. En la Figura 4 se aprecia la separación de las fases provocada por la fuerza de gravedad.
Figura 4: Principio de fuerza de gravedad
(Rafael Torres Robles, J. Javier Castro Arellano, 2002)
2.2.2.2 Fuerza Centrífuga
16
2.2.2.3 Cambios en la cantidad de movimientos (Momentum Lineal)
Los fluidos con diferentes densidades tienen diferentes movimientos, si una corriente de dos fases se cambia bruscamente de dirección, el fuerte momentum o la gran velocidad adquirida por las fases, no permiten que las partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase liviana, este fenómeno provoca la separación.
2.2.2.4 Fuerzas Electrostáticas
Consiste en someter la emulsión a un campo eléctrico intenso, generado por la aplicación de un alto voltaje entre dos electrodos. La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la formación de polos eléctricos en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su posterior coalescencia. El separador que utiliza específicamente este principio tiene como nombre ¨deshidratador electrostático¨ (Fig. 5).
Figura 5: Deshidratador Electrostático (Calle, L. A., 2004)
17
2.2.2.5 Coalescencia
Es un fenómeno natural, sin embargo, el mayor desafío del productor consiste en lograrlo en tiempos operativos. Por ejemplo, una planta de tratamiento de crudo que procese 5.000 m3/d de fluido total con 50,00% de agua debe ser capaz de entregar diariamente 2.500 m3/d de crudo con menos de 0.5 % de agua y 100 gr/m de sales.
Si el agua de purga pasa a tratamiento para inyección contiene entre 1,00% y 100 ppm de SOS más una carga de SIS que deben ser removidos. La remoción de SOS se hace, en general por tres procesos (combinados o por separado) en los cuales, en mayor o menor medida el fenómeno de coalescencia está vinculado. (Alsina, 2004). En la Figura 6 se muestra el fenómeno de la coalescencia en un separador vertical.
Figura 6: Separación por coalescencia (Ken Arnold, Maurice I. Stewart, Jr., 1999)
18 mayores, para las cuales se acercan lo suficiente como para separar las tensiones individuales y poder de esta forma separarse por gravedad.
2.2.2.6 Absorción
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 contacto líquido. El líquido que sirve como superficie absorbente debe cumplir con una serie de condiciones, como por ejemplo:
a. Alta afinidad con el vapor de agua y ser de bajo costo.
b. Poseer estabilidad hacia los componentes del gas y bajo perfil corrosivo
c. Estabilidad para regeneración d. Viscosidad baja
e. Baja presión de vapor a la temperatura de contacto
f. Baja solubilidad con las fracciones liquidas del gas natural
g. Baja tendencia a la formación de emulsiones y productos de espumas
Los glicoles y el metano son los líquidos de mayor uso en la deshidratación del gas natural. El metanol, como agente deshidratante es de alto costo.
2.2.2.7 Adsorción
19 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 aire comprimido a través de un lecho de aluminia 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 presecado a través del lecho.
2.3 PROCESO DE SEPARACIÓN
En la industria petrolera, la extracción del crudo de los yacimientos implica modificaciones en el equilibrio de las fases gas-líquido al presentarse una significativa reducción de la presión al realizar la transferencia hacia la superficie.
Generalmente, uno de los objetivos en el área de producción de hidrocarburos es maximizar la recuperación de hidrocarburos líquidos debido a su mayor valor comercial; y con este criterio se aborda la separación de fases en el proceso de separación de crudo y gas.
Existen una variedad de simuladores comerciales capaces de predecir este tipo de procesos empleando diversas metodologías de cálculo. Con ayuda de estas herramientas el ingeniero puede mejorar la operación y control de los equipos utilizados en las instalaciones de superficie (entre ellos separadores gas-crudo).
20 Figura 7: Secciones de un separador
(Ken Arnold, Maurice I. Stewart, Jr., 1999)
2.3.1 SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA
Tiene como objetivo remover el volumen del líquido en la corriente de entrada, los líquidos viscosos y las partículas son inicialmente removidos para la turbulencia del flujo y retener el líquido para la preparación del segundo paso de separación. Para esto, usualmente es necesario absorber el momentum y el cambio de dirección del flujo mediante alguna forma de obstáculos, por ejemplo colocando bafles o placas de choqueen la entrada del separador. En esta sección es en donde se separan grandes cantidades de líquidos.
De acuerdo a Ken Arnold y Maurice I. Stewart, Jr (1999), comprende la entrada de los fluidos al separador y en esta sección se controla:
a) Cantidad de movimiento de los fluidos b) Dirección de los fluidos
c) Aceleración
21 del gas. Así mismo, dentro de los dispositivos internos utilizados en esta primera sección se tienen:
Deflectores.- Tienen como objetivo lograr cambios rápidos en la dirección y en la velocidad de la corriente de entrada, pueden ser de placa, ángulo, cono y de semi-esfera.
Tipo Ciclón.- Estos funcionan mediante fuerzas centrífugas, en lugar de agitación mecánica, la entrada de los fluidos es mediante chimenea ciclónica. Pueden entrar en forma tangencial a las paredes interiores del separador. (En el caso del separador vertical).
En la Figura 8 se pueden observar los dispositivos de separación inicial.
Figura 8: Dispositivos para separación inicial (Ken Arnold, Maurice I. Stewart, Jr., 1999)
2.3.2 SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA O DE FUERZAS GRAVITACIONALES
22 el separador cuente con suficiente longitud. En la Figura 9 podemos observar los efectos de las fuerzas gravitacionales tanto en un separador vertical como en uno horizontal.
Figura 9: Fuerzas Gravitacionales (Cengel, Cimbala, 2006)
En algunos diseños se utilizan rectificadores de flujo o tabiques para reducir aún más la turbulencia y formación de espumas, sirviendo al mismo tiempo como superficies colectores de gotas de líquidos. La eficiencia de esta sección depende principalmente de las propiedades físicas del flujo, en concreto, la diferencia de densidades.
2.3.3 SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINA
En esta sección se separan las gotas más pequeñas de líquido del flujo de gas que no se logran eliminar en las secciones anteriores del separador, utilizando el efecto de choque como mecanismo de separación. Conformada por dispositivos que remueven las gotas de líquido presentes aún dentro del gas. Entre los dispositivos utilizados, se tiene:
Tabiques de intersección.
Mallas de alambre metálico.
23 Los fluidos producidos son, en la mayoría de los casos, mezclas complejas de hidrocarburos, agua, partículas de arena y contaminantes. Durante el recorrido de estos, desde el yacimiento hasta la superficie, su temperatura y su presión se reducen, lo cual trae como consecuencia el aumento del gas liberado de los hidrocarburos líquidos.
Por lo tanto, los patrones de flujo pueden cambiar desde uno monofásico líquido, pasando por varios tipos de multifásico y en algunos casos, puede llegar a ser totalmente gaseoso. Estos diferentes estados de los fluidos y la influencia que pueden ejercer en las diversas fuerzas físicas deben ser tomados en cuenta. En la Figura 10 podemos observar los tipos de extractores de neblina existentes.
Figura 10: Extractores de Neblina (Ken Arnold, Maurice I. Stewart, Jr., 1999)
24 2.3.4 SECCIÓN DE ACUMULACIÓN DE LÍQUIDOS
Se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas. Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para permitir una sobre carga y darle tiempo de retención necesario para una separación eficiente del gas. Además debe tener la instrumentación necesaria para controlar el nivel de líquido en el separador que consiste en un control de nivel de líquido formado por un piloto y una válvula motora.
En la Figura 11 podemos observar las fases de separación llevadas a cabo desde que el fluido ingresa al separador con un flujo turbulento, en la siguiente fase este flujo se vuelve laminar gracias al choque contra las paredes del separador o cambio de movimiento, luego las gotas de aceite ascienden a la superficie y finalmente se separan del agua.
Figura 11: Fases de separación (American Petroleum Institute, 2013)
25
2.4 SEPARADORES DE AGUA LIBRE
(FWKO)
Los separadores de agua libre, por sus siglas en inglés FWKO (Free Water Knock Out), son equipos utilizados en facilidades de superficie de la industria petrolera para separar gas, emulsión crudo-agua y agua libre.
Existe un paquete de simulación de procesos, el Aspen Hysis, muy utilizado por empresas que brindan servicios al medio petrolero, para el diseño de facilidades de superficie que permite incluso la simulación dinámica de sistemas, pero no es utilizada para diseñar separadores “FWKO”, pues la herramienta está orientada a realizar balances de masa y análisis de sistemas de manera global.
En etapa de ingeniería, estos equipos se dimensionan con la utilización de hojas electrónicas que incorporan cálculos y macros internos. Estas fueron desarrolladas por empresas de ingeniería y en la mayoría de casos se desconoce su procedencia, la característica de todas ellas es que su aplicación requiere de una familiarización previa de los métodos por parte del experto y una validación por parte del fiscalizador de la ingeniería, esta familiarización y validación en ocasiones no es sencilla y demanda de tiempo extra.
26 Los separadores de Agua Libre, conocidos como FWKO (Fig12), se utilizan cuando se tiene un volumen apreciable de agua libre. Son separadores generalmente horizontales, aunque también existen verticales (Fig. 13). El gas separado es enviado hacia los sistemas de recolección de gas o reincorporado a la corriente de crudo emulsionado.
Figura 13: Separador de agua libre (FWKO) vertical (Smith Vernon H., 2001)
27
2.5 FUNCIONES DE LOS SEPARADORES
Un proceso de separación se aplica principalmente en los pozos que producen hidrocarburos líquidos y gaseosos mezclados en un solo flujo, donde hay líneas en las que aparentemente se maneja solo líquido o gas, pero debido a los cambios de presión y temperatura que se producen, existe vaporización de líquido o condensación de gas. También en ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos en cantidades apreciables a los equipos de procesamiento (compresores).
En campos productores donde el gas es quemado y no se tiene equipo adecuado de separación, una cantidad considerable de aceite liviano arrastrado por el flujo de gas, también se quema, originando pérdidas económicas debido al mayor valor comercial, razón por la cual se debe tomar en cuenta las siguientes consideraciones:
Hacer una primera separación de fases entre los hidrocarburos de la mezcla.
Cuando el proceso de separación ocurre entre la fase gaseosa y líquida, la función del separador será: Refinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase gaseosa y partículas del gas atrapadas en la fase líquida.
Liberar parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la líquida.
Descargar por separado la fase líquida 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.
28 establecer las condiciones de operación más adecuadas. Cuando el sistema de separación ocurre en varias etapas y el gas producido se envía a una planta para su tratamiento, es importante considerar las presiones de separación del gas en cada etapa, a fin de reducir a un mínimo los requerimientos de compresión.
2.6 OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES
Los fluidos producidos por un pozo son mezclas complejas de hidrógeno y carbono, éste fluye por la tubería vertical y llega a los cabezales, ubicados en la parte superior del pozo (superficie). Sigue una trayectoria generalmente horizontal hasta la estación de producción donde se cumple la separación del mismo en las diferentes fases: petróleo, gas y agua, utilizando para ello los trenes de separadores (prueba y producción), que son recipientes donde el flujo entra por la parte superior y debido principalmente al cambio de velocidad y a la acción de la gravedad, ocurre la separación de fases. En este trabajo analizaremos los parámetros que se deben tener en cuenta para lograr un buen diseño de separación y cómo los diversos dispositivos internos (mecánicos) aprovechan las fuerzas físicas del fluido que ingresa a los equipos de separación que tienen como objetivo separar mezclas de líquido y gas, fundamentalmente para lograr la mayor recuperación de hidrocarburos líquidos, pero en si deben controlar lo siguiente:
Controlar la energía del fluido al entrar al separador.
Las tasas de flujo deben responder a ciertos rangos de volumen.
La turbulencia que ocurre en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada.
29
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.
El separador debe tener bocas de visitas.
2.7 CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES
Por su forma los separadores se clasifican en verticales, horizontales y esféricos (Fig. 14). Por la función en bifásico y trifásicos, los primeros separan gas y líquido, y los segundos gas, petróleo y agua. Además, de acuerdo a la operación en prueba y de producción. Entre los equipos utilizados con mayor frecuencia están los separadores de agua libre, a baja temperatura, eliminadores y depuradores.
30 En la clasificación consideramos lo siguiente:
Numero de fases a separar:
Separadores Bifásicos
Separadores Trifásicos
Separadores Tetrafásicos Forma Geométrica:
Separadores Verticales
Separadores horizontales
Separadores Esféricos Ubicación:
Separadores de entrada
Separadores en serie, paralelo
Separadores tipo filtro, tipo tanque de venteo (flash), tipo centrífugo
Separadores tipo depuradores
Separadores de goteo en línea
Torre de destilación Presión de operación
Separadores de alta, media, y baja presión 2.7.1 SEGÚN EL NÚMERO DE FASES A SEPARAR
Separadores bifásicos
31 Figura 15: Separadores Bifásicos
(NEUTRA, 2013)
Separadores trifásicos
Los 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 (Fig. 16).
32
Separadores Tetrafásicos
En cuanto a los separadores Tetrafásicos podemos decir que en los mismos se ha previsto adicionalmente, una sección para la sección de espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos. En la Fig. 17 podemos observar un separador tetrafásico.
Figura 17: Separadores Tetrafásicos (Malavé, 2009)
2.7.2 SEGÚN LA FORMA GEOMÉTRICA
Separadores verticales
Según Malavé (2009), son los más utilizados para separar la fase gaseosa de la liquida. Las partes internas de un separador vertical son: (Fig. 18)
A. Placa desviadora B. Demister
33 Figura 18: Partes internas de un separador vertical
(NEUTRA, 2013)
Separadores horizontales
El mismo autor, señala que son más utilizados para separar el agua del crudo, debido a su longitud, que permite mayor área de separación por gravedad. Las partes internas de un separador horizontal son: (Fig. 19)
Entrada de fluidos
Control de espuma
Angulo de impacto
Extractor malla
Control de ondas
Drenaje
Salida de gas
34 Figura 19: Partes internas de un separador Horizontal
(Woodruff John, 1968)
Separadores Esféricos
Este diseño puede ser muy eficiente de punto de vista de contención de presión, pero su capacidad limitada de oleada líquido y dificultad con la fabricación. En la Fig. 20 podemos observar un separador de forma esférica.
35 2.7.3 SEGÚN LA UBICACIÓN
Una estación de flujo es donde se realiza el tratamiento del crudo que viene de las áreas o campos de explotación, para su posterior traslado a la estación de descarga más cercana y de allí al patio de tanque principal de recepción y bombeo de crudo. Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde los pozos hasta las estaciones. El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación a la estación es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las tuberías de sección circular son las más frecuentes
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 empezar la posibilidad de recibir impurezas en el fluido. Forman parte de la primera purificación que se le da al petróleo al momento de ser explotado (Fig. 21).
36
Separadores en paralelo
Como su nombre lo indica, son separadores que están colocados o dispuestos en posición paralela. En este caso la separación se realiza en forma simultánea. Estos separadores procesan la separación de una misma línea de flujo pero que se divide en dos, para empezar una separación paralela y de forma simultánea (Fig. 22).
Figura 22: Separadores en paralelo (NEUTRA, 2013)
Separadores en serie
Como su nombre lo indica, son separadores que están colocados o dispuestos en serie. En este caso la separación se realiza en forma continua (Fig. 23).
37
Depuradores de gas
La principal, función del depurador es remover los residuos líquidos de una mezcla, que tiene predominio de partículas gaseosas, para ello en su diseño tienen elementos de impacto para remover las partículas liquidas (Fig. 24).
Figura 24: Depuradores de gas (NEUTRA, 2013)
Separadores tipo filtro
38 Figura 25: Separadores de tipo filtro
(Eduardo A. Aguirre, 2009)
Separadores Centrífugos
Son separadores que cuyo principio utilizado para la separación son las fuerzas centrífugas (Fig. 26). Estos separadores se utilizan para separar partículas sólidas y liquidas de la corriente de gas.
Figura 26: Separadores centrífugos (Eduardo A. Aguirre, 2009)
Torre de Destilación
39 refinación del petróleo, de aquí obtenemos los principales derivados del petróleo (Fig. 27).
Figura 27: Torre de destilación
(Wuithier, P., 1971)
Separadores tipo tanque de venteo
40 Figura 28: Separador tipo tanque de venteo
(NEUTRA, 2013)
Tipo de goteo en línea
Estos equipos se instalan en tuberías que manejan fluidos con una alta relación Gas-líquido (Fig. 29). El objetivo es remover el líquido libre y no necesariamente todo el líquido contenido en la corriente gaseosa. Luego, los equipos de goteo en la línea permiten la acumulación y separación del líquido libre.
41 2.7.4 SEGÚN LA PRESIÓN DE OPERACIÓN
Hay separadores que trabajan a baja presión, así como hay separadores que pueden soportar altas presiones de operación. Esto va a depender de un sinnúmero de variables de diseño del separador, como por ejemplo el material con el cual se fabricó el separador, las dimensiones del separador, entre otras.
2.8 PARTES DE LOS SEPARADORES
Las mezclas de líquido y gas, se presentan en los campos petroleros, en general los pozos producen líquidos y gas mezclados en un solo flujo, donde tuberías en las que aparentemente se maneja sólo líquido o gas; pero debido a los cambios de presión y temperatura que se producen a través de la tubería, hay vaporización de líquido o condensación de gas, dando lugar al flujo de dos fases En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos de las compresoras y equipos de procesamiento, en cantidades apreciables. Para una mejor descripción de las partes de un Separador, se las ha dividido en partes externas y partes internas:
2.8.1 PARTES EXTERNAS
Cuerpo: es la parte principal del separador, en forma cilíndrica o esférica y de tamaño variable, dependiendo de la capacidad de diseño.
Válvula de descarga de líquido: esta permite la salida del líquido.
Válvula de entrada de líquido: situada generalmente casi a la mitad del separador.
42
Ventana: permite la instalación y trabajos de limpieza en el interior del separador (boca de visita). (Fig. 30).
Figura 30: Partes externas de un separador convencional (Smith Vernon H., 2001)
2.8.2 PARTES INTERNAS
43 Las partes internas de un separador convencional son: (Fig. 31).
Deflectores: Se emplean para producir un cambio en la cantidad de movimiento o de dirección del flujo de la corriente de entrada, y así producir la primera separación mecánica de las fases. En la Fig. 32 tenemos algunos de los deflectores de entrada más comunes en los separadores:
Figura 32: Deflectores de entrada (IDEQ, 2005)
Distribuidores de entrada: Tienen ranura u orificios por los cuales salen las dos fases a una baja velocidad.
Ayudan a una distribución pareja de las fases del área disponible de flujo, que favorece a la separación de las mismas.
44 Figura 33: Distribuidor de entrada en forma de “T”
(IDEQ, 2005)
Ciclones: La separación mecánica se efectúa por la fuerza centrífuga que actúa sobre las partículas al provocar el movimiento giratorio sobre la corriente de alimentación. Los ciclones son una parte interna del separador cuya función principal es invertir el flujo (Fig. 34), de esta manera, el ciclón forma parte de la primera separación.
Figura 34: Invertidores de flujo (IDEQ, 2005)
45 Figura 35: Eliminador de niebla tipo malla
(IDEQ, 2005)
Eliminador de niebla tipo aleta: Consisten en un laberinto formado por láminas de metal colocadas paralelamente, con una serie de bolsillos recolectores de líquido. En la Fig. 36 tenemos un ejemplo del eliminador de niebla tipo rompe-vórtices.
Figura 36: Eliminador de niebla tipo rompe-vórtices (IDEQ, 2005)
46 líquido colapsen y produzcan la agitación necesaria para formar la espuma.
Figura 37: Placas rompe-espuma (IDEQ, 2005)
Rompe olas: Sirven para evitar la propagación de las ondulaciones y los cambios de nivel en dirección longitudinal que son producidos por la entrada súbita de tapones de líquido dentro del separador. En la Fig. 38 podemos observar la manera en que están dispuestas estas placas rompe-olas, dentro del separador horizontal.
Figura 38: Placas rompe-olas (IDEQ, 2005)
47 Figura 39: Tuberías internas
(IDEQ, 2005)
2.9 PROBLEMAS DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES
Entre los principales problemas se evidencian:
a) Crudos espumosos b) Presencia de arenas c) Parafinas
d) Emulsiones e) Corrosión
a) Crudos espumosos
Provocan dificultad para controlar el nivel del líquido.
Problemas en la separación del líquido del gas.
Probabilidad que el gas, el líquido salgan del separador junto con la espuma, con ello pueden causar considerablemente pérdidas económicas.
b) Presencia de arenas
Puede causar el taponamiento de los dispositivos internos del separador
Erosión, corte de válvulas, líneas.
48 c) Parafinas
La parafina en los separadores de petróleo - gas reduce su eficiencia, puede hacerlos inoperables llenando parcialmente el recipiente /o bloqueando el extractor de mezcla las entradas de fluido. Puede ser removida efectivamente utilizando vapor o solventes.
d) Emulsiones
La presencia de emulsiones crea problemas en los separadores de tres fases. Se puede usar los desemulsificantes para romper la emulsión.
e) Corrosión
Los fluidos producidos del pozo pueden ser muy corrosivos, causar la falla temprana del equipo. Los dos elementos más corrosivos son Dióxido de Carbono, el Sulfuro de Hidrógeno.
2.10 PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN EL DISEÑO DE
LOS SEPARADORES
Para el diseño de los separadores hay que considerar un sin número de aspectos que se los describe a continuación:
Volumen de operación.
Tiempo de resistencia de operación.
Tiempo de respuesta o de intervención del operador.
Volumen de emergencia.
49 2.10.1 ASPECTOS A SER EVALUADOS
La energía que posee el fluido al entrar al separador, debe ser controlada
Las tasas de fluido, tanto de la fase líquida, como de la gaseosa, deben de encontrarse dentro del rango establecido por el separador. Si, esto se cumple se puede asegurar que el fluido es controlado por las fuerzas de gravedad, las cuales actúan sobre el fluido y se establece un equilibrio interfásico líquido – vapor.
Las turbulencias que ocurren fundamentalmente en la sección ocupada por la fase gaseosa, debe ser minimizada, antes que cause problemas en el proceso de separación y por ende problemas a la hora de evaluar la eficiencia.
La acumulación de espuma y contaminantes debe ser controlada.
Las salidas del separador del separador de las fases líquidas y gaseosas, deben realizarse de la forma, que no vuelvan a encontrarse. Además a la salida de los fluidos del separador debe tener controles de presión y de nivel de los fluidos.
En el separador se debe tener prevista la eliminación de partículas sólidas, cuando estas se hayan acumulado.
En el separador se tiene que tener prevista el control de la presión, para lo cual es recomendable la instalación de válvulas de alivio. También se recomienda instalar manómetros, termómetros, controles de nivel, boca de vistas, de tal forma que se pueda revisar en forma rápida el separador.
Para el correcto diseño de un separador se deben conocer y manejar los parámetros que afectan el comportamiento del sistema a separar. Se deben analizar exhaustivamente las propiedades del fluido, las cuales derivan en el comportamiento de las fases.
50 2.10.2 SERVICIOS A PRESTAR
Es muy importante tener en cuenta, que el comportamiento de una gota de fluido en estado líquido, está en función del tipo de separador a utilizar. Es decir, que una gota líquida en un separador de posición vertical tendrá un comportamiento diferente, que si el separador fuera de posición horizontal. En la Fig. 9 previamente analizada, podemos apreciar el efecto de la gota, tanto en el separador vertical como en el horizontal según Cengel, Cimbala (2006).
2.10.3 COMPOSICIÓN DEL FLUIDO QUE SE VA A SEPARAR
Para un correcto diseño se debe manejar en forma clara el concepto de equilibrio de fases, separación instantánea, ya que será la única manera, en que se pueda manejar la cantidad de líquido y gas a separar bajo las condiciones de presión y temperatura de operación. En la Fig. 40 tenemos un diagrama de temperatura Vs presión del yacimiento, el cual, nos muestra el estado del fluido a determinadas presión y temperatura.
51 Para evaluar el funcionamiento de un sistema de separación en etapas, es necesario efectuar cálculos de equilibrio vapor-líquido de balance de materiales en cada etapa de separación. Según Efraín E. Barberii (1998), esto permite conocer las cantidades de gas de líquido separadas en cada etapa, así como los parámetros necesarios para seleccionar las presiones de separación óptimas para los fines que se pretendan.
2.10.4 PRESIÓN Y TEMPERATURA DE OPERACIÓN
Afectan la operatividad del separador, además que influyen en forma directa en la mayoría de los otros parámetros, que definen la eficiencia del proceso de separación.
A la presión óptima se obtiene:
Máxima producción de petróleo
Máxima gravedad API del crudo
Mínima relación gas – petróleo
Mínimo factor volumétrico del petróleo
52 En la Fig. 41 tenemos un diagrama de temperatura Vs presión de operación, el cual, nos demuestra que a una presión de operación del separador óptima, el gas puede llegar a su punto crítico, en el cual, el volumen del líquido es igual al de la masa de vapor o, dicho de otro modo, en el cual las densidades del líquido y del vapor son iguales. En este punto, ya no se puede condensar el gas.
La explicación del punto crítico la podemos visualizar en la Fig. 42 donde también tenemos el punto triple y las fases: sólido, líquido y gas.
Figura 42: Diagrama temperatura-presión (punto crítico) (Efraín E. Barberii, 1998)
2.10.5 VELOCIDAD CRÍTICA DEL GAS
