Separadores

separadores

Según Martínez (2000) El flujo que se obtiene de un yacimiento petrolífero, por lo general, es multifasico. La separación física de estas fases es una de las operaciones fundamentales en la producción, procesamiento y tratamiento de los crudos y del gas natural.

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 del gas de los hidrocarburos que inicialmente están en estado liquido. Los regímenes varían desde uno monofásico líquido hasta varios tipos multifasicos y, en algunos casos, completamente gaseosos.

Para diseñar separadores y depuradores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que se pueden encontrar los fluidos y el efecto que sobre estos tengan las distintas fuerzas físicas. El propósito principal del proceso es separar los diversos componente (crudo, gas, agua y contaminantes), con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de algunos de ellos (crudo, gas).

El separador representa la primera instalación del procesamiento. un diseño incorrecto de un recipiente puede traer como consecuencia una reducción en la capacidad de operación de la totalidad de las instalaciones asociadas con la unidad. En esta sección se estudian los principales requisitos para lograr una separación adecuada y se analiza la influencia de algunas de las fuerzas físicas en la obtención de un buen diseño.

Funciones de un separador

Según Martínez (2000) Un recipiente bien diseñado hace posible una separación del gas libre y de los diferentes líquidos. Por ende, el objetivo es cumplir con las siguientes funciones:

 La energía del fluido al entrar al recipiente debe ser controlada.

 Las tasas de flujo de las fases liquida y gaseosa deben estar comprendidas dentro de ciertos límites, que serán definidos a medida que se analice el diseño. Esto hace posible que la separación inicial se efectúe gracias a las fuerzas gravitacionales, las cuales actúan sobre esos fluidos.

 La turbulencia que ocurre en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada.

 Las fases líquidas y gaseosas; luego de ser separadas, no pueden volverse a poner en contacto.

 Las salidas de líquido deben estar provistas de controles de presión y nivel.

 Las regiones del separador donde se pueden acumular sólidos deben en lo posible tener las provisiones para la remoción de los mismos.

 El separador requiere de válvulas de alivio para evitar presiones excesivas.

 El separador debe poseer manómetros, termómetros y controles de nivel.

 Es conveniente que cada recipiente posea boquillas para inspección; para ciertas dimensiones la ASME exige bocas de visita (manholes)

Condiciones mecánicas de los separadores

Según Martínez (2000) los separadores, para poder cumplir con las funciones y requerimientos señalados anteriormente, deben poseer cuatro secciones principales. Estas son:

a) Primera sección de separación.

Comprende la entrada de los fluidos al separador. Esta sección permite absorber la cantidad de movimiento de los fluidos de la alimentación.

En ella también se controla el cambio abrupto de la corriente, lo que produce una separación inicial. Generalmente, la fuerza centrifuga originada por su entrada tangencial en el envase remueve volúmenes apreciables de líquidos y reorienta la distribución de los fluidos.

b) Sección de las fuerzas gravitacionales.

En esta parte, las fuerzas gravitacionales tienen una influencia fundamental. Las gotas del líquido que contiene el gas son separadas al máximo. Este proceso se realiza mediante el principio de asentamiento por gravedad. En este caso, la velocidad del gas se reduce apreciablemente. En consecuencia, la corriente de gas sube a una velocidad reducida. En algunas ocasiones, en esta sección se usan tabiques y otros tipos de extractores de niebla, con el fin de controlar la formación de espuma y la turbulencia.

c) Sección de extracción de neblina.

Aquí se separan las minúsculas partículas del líquido que aun contiene el gas, después de haber pasado por las dos secciones anteriores. La mayoría de los separadores emplean, como mecanismo principal de extracción de neblina, la fuerza centrifuga o el principio de choque. En ambos métodos, las pequeñas gotas del líquido se separan de la corriente de gas en forma de grandes gotas, que luego caen a la zona de recepción de líquidos.

d) Sección de acumulación de líquido.

Los líquidos separados en las secciones anteriores se acumulan en la parte inferior del separador, por lo tanto, ser requiere de un tiempo mínimo de retención que permita llevar a cabo el proceso de separación. También se necesita un volumen mínimo de alimentación, en especial cuando el flujo es intermitente. Esta parte posee controles de nivel para manejar los volúmenes de líquido obtenidos durante la operación.

Clase de separadores.

Según Martínez (2000) la mayoría de las unidades utilizadas en campos petrolíferos son diseños convencionales, construidos en configuraciones horizontales o verticales (Figura 1) Los separadores horizontales son más eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero tienen una capacidad limitada de oleada y algunas veces no entran fácilmente en las plataformas petrolíferas (Figura 2, p.30).

Al considerar la forma y posición del recipiente, los separadores se clasifican en tres tipos:

• Verticales

• Horizontales y

• Esféricos.

Figura 1. Separador horizontal y vertical. Fuente: Martínez (2002)

En cada uno de los modelos se hallan las cuatro secciones descritas anteriormente. De ordinario, la selección del tipo de separador se fundamenta en la aspiración de alcanzar los resultados deseados al menor costo. Se aprecian las secciones correspondientes a un separador esférico, este último es el más difícil de construir y, por ende, resulta poco usado en la industria petrolera (Figura 3, p.31) Por esta razón, solo se analizan los separadores verticales y horizontales, cuyas principales ventajas y desventajas se enumeran a continuación.

El lector deberá tener cuidado al interpretar cada una de estas características, adaptándolas a sus necesidades especificas y/o a lo que establece el fabricante.

Figura 2. Separador horizontal de dos fases. Fuente: Martínez (2000)

En un separador vertical, cuya altura es mayor, el control de nivel es menos crítico que en un separador horizontal. La posibilidad de obtener mayor capacidad para los líquidos es menos costosa en un separador horizontal. Para aumentar el volumen del fluido que se puede almacenar, solo se necesita agregar cilindros huecos del mismo diámetro del separador original. Esto resulta más económico que las otras posibles soluciones. No obstante, es bueno recordar que muy pocas veces el separador se modifica después que ha sido construido y puesto en uso. el mantenimiento, por lo general, se limita a mejorar los componentes internos del separador.

Figura 3. Separador esférico. Fuente: Martínez (2000)

El manejo de partículas sólidas es menos complejo en un separador horizontal, porque se pueden agregar mecanismos internos para limpiar la arena y dejar previstas en el diseño bocas de visita apropiadas.

El trabajo con crudos espumosos se hace con menor dificultad en un separador horizontal. Al dejar una fase libre para la espuma, el diseño es mucho mejor, aunque el recipiente resulta más costoso. En síntesis, las principales desventajas de los separadores horizontales son esencialmente las ventajas de un separador vertical.

Los separadores horizontales resultan deseables cuando existen problemas, como grandes volúmenes de líquido, crudos espumosos y presencia de emulsiones. Sin embargo, es de hacer notar que todos estos factores se deben tomar en cuenta durante el proceso de selección del separador, ante de adquirir la unidad. Así, por ejemplo, es posible tener una relación gas-petróleo alta, emulsiones y espuma, y escoger un separador vertical porque es capaz de manejar una presencia moderada de areniscas en los crudos.

Diseños de los procesos de separación

Según Martínez (2000) el diseño de los procesos cubre las dimensiones requeridas del separador y las del equipo interno. Vistos desde el exterior, la diferencia entre un separador y un tambor es mínima. No obstante, cuando se contabiliza el costo de los equipos internos, la variación es apreciable.

El fluido, al entrar en el separador, debe reducir su velocidad de manera abrupta. Esto permite el inicio del proceso de separación de un modo efectivo. Luego, las fuerzas de gravedad hacen que continúe este proceso. Las gotas de los líquidos bajan y los gases suben.

a) Separadores de dos fases.

En esta parte se discuten detalle el proceso de la separación de los fluidos. Este consta de cuatro secciones:

b) Sección de separación inicial.

La corriente de entrada a un separador gas-liquido posee una velocidad apreciable, por lo tanto, la cantidad de movimiento en la entrada del separador es alta. Por este motivo, se hace necesario usar dispositivos para producir cambios en la cantidad de movimiento, en la dirección de los fluidos y en su aceleración (Figura 4, p.33).

Los dispositivos

...