2.1 Tipos de Separadores y 2.2 Principios de Operación

2.1 TIPOS DE SEPARADORES Los equipos de separación, como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para separar mezclas de líquido y gas. Un separador es un recipiente cerrado que trabaja a presión en el cual se separan dos o tres fases del fluido producido por los pozos. Cuando se separan dos fases son líquidos y gas, y cuando se separan tres fases son gas, petróleo y agua.

CLASIFICACIÓN Los separadores se pueden clasificar de varias maneras, dependiendo de las fases que separan, de la forma, de la posición, de la utilización o condiciones de trabajo, entre otros. En cuanto a las fases que separan pueden ser bifásicos o trifásicos; serán bifásicos si solamente separan gas y líquido, y trifásicos si separan gas, petróleo y agua. Los bifásicos son más comunes y los trifásicos se usan generalmente donde hay crudos livianos y no se presentan emulsiones. En cuanto a la forma pueden ser cilíndricos o esféricos. Los cilíndricos son los más comunes pero los esféricos son bastante usados en campos de gas y cuando deben trabajar a presiones altas. En cuanto a posición, esto se refiere a los separadores cilíndricos, pueden ser verticales y horizontales; estos últimos pueden ser de un solo cilindro o dos. Los verticales se usan cuando hay una RGL más bien baja y en pozos que puedan tener producción de arena; los horizontales de un solo tubo se usan cuando se tienen RGL altas pero una tasa líquida estable, y los de dos tubos pueden manejar más fácil producciones altas, dan más tiempo de reposo al líquido para extraerle el gas y pueden manejar más fácil relaciones gas-líquido altas. De acuerdo a su utilización, en una batería hay separadores de prueba, y generales y separadores de alta y baja presión; estos dos últimos existen cuando a una batería llegan pozos con presiones bastante altas y se requieren dos o más etapas de separación, cada una a una presión menor que la anterior.

Por el número de fases:  Separadores Bifásicos Estos separadores, tiene como principal objetivo separar fluidos bifásicos, tales como Gas y Petróleo, Agua y Petróleo. Un separador de dos fases puede ser horizontal, vertical o esférico. El líquido (petróleo, emulsión) sale del recipiente por el fondo a través de una válvula de control de nivel o de descarga. El gas sale por la parte superior del recipiente y pasa a través de un extractor de niebla para retirar las pequeñas gotas de líquido del gas.

Figura. Separadores Bifásicos

 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. Un separador de tres fases puede ser horizontal, vertical o esférico. Este tipo de separador se denomina separador de agua libre porque su uso principal es retirar el agua libre que podría causar problemas como corrosión y formación de hidratos o emulsiones compactas que son difíciles de descomponer. A un separador de agua libre se le denomina separador trifásico, porque puede separar gas, petróleo o agua libre.

Figura. Separadores Trifásicos

 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

Figura. Separadores Tetrafásicos

Por configuración:  Separadores Verticales La entrada del fluido al separador está situada a un lado. Como el separador horizontal el desviador de entrada da una gran separación inicial. El líquido fluye hacia abajo a la sección de recolección del líquido del gas separador y sale de éste. A medida que el líquido alcanza el equilibrio, las burbujas de gas fluyen en dirección contraria al flujo del líquido inmigran a la sección de vapor. El gas fluye por el desviador de entrada hacia la salida del gas. En la sección gravitatoria las gotas de líquido caen en dirección contraria al flujo de gas. El gas pasa a través de la sección de extracción de niebla antes de salir del separador. Presión y nivel se mantienen como en el separador horizontal.

Figura. Separadores  Separadores Horizontales Verticales

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

Figura. Separadores Horizontales

 Separadores Horizontales de doble tubo El separador horizontal de dos tubos tiene un tubo superior y uno inferior los cuales están conectados por tuberías conocidas cono tubos descendentes. El tubo superior contiene la separación del gas. El tubo inferior contiene la sección de acumulación de líquidos. Cuando el fluido proveniente de los pozos entra en el tubo superior la corriente es desviada cambiándose así su dirección y velocidad. Los fluidos caen en el fondo del tubo superior, mientras que el gas y los vapores fluyen por los laminarizadores. Estos laminarizadores ayudan a remover parte del líquido contenido en los vapores. Luego el gas pasa sobre una lámina deflectora para llegar al extractor, donde son retenidas más gotas del vapor. El gas sale por la parte superior del tubo a través del orificio de escape. En el tubo inferior están los controladores de niveles, el orificio de salida, y el desagüe. Las tuberías verticales o tubos descendentes se extienden hasta el fondo del tubo inferior. Los líquidos que se acumulan en el fondo del tubo superior bajan por las tuberías verticales al tubo inferior. La arena y otros sólidos se acumulan en el fondo del tubo inferior. El controlador de nivel de líquido, permite que el fluido salga del tubo inferior a través del orificio de salida. Estos tipos de separadores pueden funcionar como separadores de tres fases. En este caso, el gas sale por el tubo superior, el crudo sale por la parte superior del tubo inferior, y el agua, siendo más pesada que el crudo, sale por el fondo del tubo inferior.

Figura. Separadores Horizontales de doble tubo

 Separadores Esféricos Recipiente en forma de bola que se utiliza para la separación de fluidos. Se puede utilizar un separador esférico para la separación de dos o tres fases. Los separadores esféricos son menos eficientes que los separadores cilíndricos horizontales o verticales y se utilizan menos. Sin embargo, su tamaño compacto y la facilidad para transportarlos los hace aptos para áreas de procesamiento muy complejas. Este diseño puede ser muy eficiente de punto de vista de contención de presión, pero debido a su capacidad limitada de oleada líquido y dificultades con la fabricación.

Figura. Separador Esférico

Por la presión de trabajo:

 Baja presión (2 - 34 kg/cm²)  Presión intermedia (35 - 55 kg/cm²)  Alta presión (56 - 90 kg/cm²)

Por la ubicación:  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.

Figura. Separadores de Entrada

 Separadores en Paralelo Estos separadores que están colocados en paralelo. En este caso la separación se realiza en forma simultánea.

Figura. Separadores en Paralelo

 Separadores Tipo Filtro Este tipo de separador, por lo general tiene dos compartimientos. 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 agrupado, para formar moléculas de mayor tamaño. Una vez que la moléculas se han hecho de mayor tamaño, son con cierta facilidad empujadas por la presión del gas hacía el núcleo del filtro, y por ende separadas del gas

Figura. Separadores Tipo Filtro

 Separadores Tipo Centrifugo Estos separadores se utilizan para separar partículas sólidas y líquidas de la corriente de gas. Separador cuyo fin es disgregar las diferentes fases (vapor, petróleo, agua y/o arena) en la corriente de la alimentación, mediante el uso de fuerzas centrífugas o vórtices; el cual trabaja con un mecanismo patentado.

Figura. Separadores Tipo Centrífugo

 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 líquidas.

Figura. Depuradores de Gas

2.2 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN En los campos petroleros los efectos de separación más usados son: Fuerzas de Gravedad, Fuerza Centrífuga, Cambios en la Cantidad de Movimientos y Fuerzas Electrostática.

En el procesamiento de gas los efectos más usados son: Absorción, Adsorción, Fuerzas de Gravedad, Fuerzas Centrífugas, Filtración y Cambios en la Cantidad de Movimiento.

 Fuerza de Gravedad Es el mecanismo de separación que más se utiliza, debido a que el equipo requerido es muy simple. 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.

Figura. Fuerza de Gravedad

 Fuerza Centrífuga 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-cónico 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 del estanque, desde aquí son drenadas a un filtro de bolsa de fácil reemplazo. Opcionalmente se puede incluir inyección de ozono, control de pH, aplicación de agentes coagulantes/floculantes con el objeto de aumentar la flotación de aceites y la precipitación de sólidos.

 Cambios en la Cantidad de Movimientos (Momentum Lineal) Los fluidos con diferentes densidades tienen diferentes momentum. 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 la partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase liviana, este fenómeno provoca la separación.

 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 dipolos eléctricos

en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su posterior coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de las gotas, lo que permite la sedimentación por gravedad.

Figura. Fuerzas Electrostáticas

 Coalescencia Las gotas muy pequeñas no pueden ser separadas por gravedad. Se instalan sistemas tipo mallas, filtros, platos y en algunos casos materiales fibrosos que hacen que el gas y las gotas de hidrocarburo que pasa a través de estos elementos tenga un camino altamente tortuoso haciendo que las gotas de líquido (que son las más pequeñas del proceso) se queden en estos dispositivos ayudándose entre ellas a juntarse cada vez más y breando gotas de mayor tamaño hasta que alcanzan un tamaño tal que la fuerza de la gravedad es capaz de vencer la fuerza de arrastre del gas y estas caen al fondo del separador.

Figura. Coalescencia

 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 contacto

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 del gas y bajo perfil corrosivo Estabilidad para regeneración Viscosidad baja Baja presión de vapor a la temperatura de contacto Baja solubilidad con las fracciones líquidas del gas natural Baja tendencia a la formación de emulsiones y producción de espumas.

Los glicoles y el metano son los líquidos de mayor uso en la deshidratación del gas natural. El metanol, como agente deshidratantes es de alto costo.

 Adsorción La 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 contacto con éste. 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 alumina 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.