Unidad 2 Separacion de Fluidos

Tecnológico Nacional De México Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos

UNIDAD 2 “SEPARACIÒN DE FLUIDOS”

Nombre de la Asignatura: Conducción y Manejo de Hidrocarburos

Periodo: Agosto 2016-Enero 2017

ELABORADO POR: Romero Jacobo Christhian Alondra

Nombre del Docente:

Roman Apellido Paterno

N° DE CONTROL 13082272

Macedo

Jesús Alberto

Apellido Materno

Nombre(s)

Coatzacoalcos, Ver., a 20 de Septiembre de 2016

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Unidad 1: CALIDAD DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS

2. SEPARACIÓN DE FLUIDOS En este tema de separación de fluidos, la principal razón de la separación es porque en los campos petroleros los fluidos al momento de la extracción se presentan en la cabeza del pozo en una mezcla de hidrógeno y carbono principalmente, como bien se sabe que cada uno tiene diferente densidad, presión y otras características físicas y químicas. Los fluidos se presentan en una o dos fases es decir (líquida y/o gaseosa) a la presión y temperatura de confinamiento; por lo tanto si se presenta en una sola fase y se le efectúa cambios de temperatura y presión en las moléculas del fluido presentará alteraciones tanto físicas como químicas. En la cabeza del pozo se mezcla el gas en el aceite, es ahí donde es necesaria la separación de fluidos, para una mejor producción de aceite de calidad. Para la obtención de una separación de calidad es necesario conocer o establecer los siguientes criterios: 

Una alta eficiencia en la separación del aceite y gas, esta depende del diseño del separador.



Condiciones favorables de explotación, esta se debe al ritmo de producción de los pozos, es decir se pueden reducir la contrapresión en la superficie. en la menor contrapresión, se pueden colocar los separadores lo más cerca posible al pozo.



Mayor recuperación de hidrocarburos líquidos, esta parte es fundamental, ya que el objetivo principal es obtener un mayor porcentaje de producción de aceite debido a que los hidrocarburos de mayor valor comercial son los líquidos, la eficiencia del proceso de separación se relaciona con la cantidad de hidrocarburos licuables es por ello que se necesita un proceso de separación en varias etapas; es decir que el líquido desalojado del primer separador pase por otros que operen a presiones reducidas en secuencia.

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

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Menores costos por compresión de gas: la separación por etapas es necesario la minimización de costos de operación, tanto en mantenimiento e inversión por el equipo de compresión, el cual se requiere para transportar y entregar el gas producido a las condiciones establecidas en las industrias petroquímicas.



Aceite y gas estabilizado, en este punto es necesario que no se presenten pérdidas de aceite por evaporación durante el almacenamiento, o también al ser manejado a condiciones superficiales en las refinerías, como también al cargar los buques para su exportación, es necesario tener un control ajustando la presión de vapor. En el caso del gas, al estabilizarlo no se presentará condensados al quedar sometido a los cambios de presión y temperatura que experimentará durante su transporte por los gasoductos.

Los equipos de separación, como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para separar mezclas de líquido y gas. Las mezclas de líquido y gas, se presentan en los campos petroleros principalmente por las siguientes causas: Principalmente porque los pozos producen líquidos y gas mezclados en un solo flujo y la otra causa es en las tuberías en las que aparentemente se maneja sólo líquido o gas. En el enfoque de separación en la industria petrolera, es necesario conocer los equipos de separación que más se aplican con mayor frecuencia. Entre ellos están principalmente los separadores utilizados para aceite y gas, también están los separadores a baja temperatura especialmente utilizados para la separación de gas y condensados a baja temperatura mediante una expansión. Otros equipos utilizados en la industria petrolera son los eliminadores, estos para eliminar los líquidos es decir hidrocarburos y agua. Los depuradores son para separar gotas muy pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas.

2.1 Tipos de Separadores

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Los separadores se clasifican de diferentes maneras, dependiendo de su configuración es decir la posición, por el número de fases que separan, de la función, de la utilización o por la presión de trabajo. De esta manera se clasifican:  Por el número de fases: En ellas se encuentran los separadores bifásicos, trifásicos y tetrafásicos. Los bifásicos son equipos de separación de mezclas como gas-petróleo, agua-petróleo. 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. Los separadores trifásicos son para separar tres fases (gas-aceite-agua), estas se presentan en los fluidos que se producen en un pozo petrolero. Los separadores tetrafásicos (gas, espuma, aceite, agua), en este tipo de separador es que se tiene una sección para la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.  Por su configuración: Estas se clasifican en separadores verticales, horizontales y esféricos. En los separadores verticales la entrada del fluido al separador está situada a un lado. El líquido fluye hacia abajo a la sección de recolección del líquido del gas separador y sale de éste. En este tipo de separador vertical se manejan más líquidos que los separadores horizontales. En los separadores horizontales aparte de que son más económicos cuando se pretenden manejar grandes volúmenes de gas con relativamente poco líquido, 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. Los separadores esféricos son recipientes en forma de bola que se utilizan para la separación de dos o tres fases, su tamaño compacto y la facilidad para transportarlos los hace aptos para áreas de procesamiento

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muy complejas, pero estos tipos de separadores son menos eficientes que los separadores cilíndricos horizontales o verticales y se utilizan menos.  Por la presión de trabajo: En esta clasificación dependerá de los siguientes criterios: Baja presión (10 hasta 225 psig; 2 - 34 kg/cm²); Media presión (230 hasta 700 psig; 35 - 55 kg/cm²); Alta presión (750 hasta 1500 psig; 56 - 90 kg/cm²).  Por su ubicación: En estos los separadores se les conoce así por la ubicación y se clasifican en: 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 y las de Torre de Destilación. Los separadores de entrada estas por lo general los equipos están ubicados a la entrada de la planta, para recibir los fluidos en su condición original. Los separadores en paralelos están colocados en paralelo. En este caso la separación se realiza en forma simultánea. Los separadores tipo filtro 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 en el otro el gas fluye a través de los filtros, las partículas pequeñas del líquido se van agrupando, de manera que forman moléculas de mayor tamaño. En los separadores tipo centrífugo se utilizan para separar partículas sólidas y líquidas de la corriente de gas.

Los

separadores de tipo Depuradores: La principal, función del depurador es remover los residuos líquidos de una mezcla, y se conocen como depuradores de gas.

2.2 Principios de Operación Los principios de operación en la industria petrolera se basan en la separación por gravedad, por la fuerza centrífuga, por cambios en la cantidad de movimientos, por fuerzas electrostáticas. En el procesamiento por gas los efectos

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más usados son absorción, adsorción, fuerzas de gravedad, fuerza centrífuga y cambios en la cantidad de movimientos.  Separación por 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.  Separación por fuerza centrífuga: 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.  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 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.  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.  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.

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 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.

2.3 Métodos de Diseño Para un diseño eficiente de un separador gas-líquido, es necesario considerar los siguientes criterios:  La energía que posee el fluido al entrar al recipiente debe ser controlada.  Los flujos de las fases líquida y gaseosa deben estar comprendidos dentro de los límites adecuados que permitan su separación a través de las fuerzas gravitacionales que actúan sobre esos fluidos y que establezcan el 

equilibrio entre las fases gas-líquido. La turbulencia que ocurre en la sección ocupada principalmente por el



vapor debe ser minimizada. La acumulación de espuma y partículas contaminantes deben ser



controladas. Las fases líquidas y vapor no deben ponerse en contacto una vez



separadas. Las regiones del separador donde se puedan acumular sólidos deben, en lo



posible, estar provistos de facilidades adecuadas para su remoción. El equipo será provisto de la instrumentación adecuada para su funcionamiento adecuado y seguro en el marco de la unidad/planta a la que pertenece.

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El diseño de los separadores, será por la forma, es decir horizontal y vertical. El diseño será para la facilidad de usarla, y la secuencia de separación. El diseño dependerá:  Composición del fluido que se va a separar, para obtener un equilibrio de fases.  Flujo normal de vapor, considerando la cantidad máxima de vapor alimentada a un separador a condiciones típicas de operación en ausencia de perturbaciones.  Presión y temperatura de operación, tomando en cuenta las variaciones de presión y temperatura en sitio donde se instalara la unidad. Este diseño permite la operación y control del proceso.  Velocidad crítica, es la velocidad de vapor calculada empíricamente que se utiliza para asegurar que la velocidad superficial de vapor, a través del separador sea lo suficiente baja para prevenir un arrastre excesivo de líquido.  Constante de K (Souders & Brown), predice el comportamiento de los fluidos dentro de un recipiente.  Tiempo de retención, es la capacidad liquida de un separador que depende del tiempo de retención del líquido en el recipiente, una buena separación requiere de un tiempo suficiente para lograr el equilibrio entre la fase liquida y la fase gaseosa a la temperatura y presión de separación.  Relación longitud/diámetro, en esta existe una constante adimensional llamada R, que permite determinar la relación entre la longitud de costura a costura (Lss) con el diámetro del separador. Este parámetro permite determinar el diseño más eficiente y económico, se toma el valor de R entre valores de 3 y 4.  Dimensionamiento del separador, al contemplar los cálculos que sirven de soporte para seleccionar la unidad, el diseñador tiene la obligación de indicar las dimensiones mínimas del recipiente que desea adquirir.

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2.4 Separación de Etapas. Un separador consta se clasifica de la siguiente manera: Sección de separación primaria, Sección de separación secundaria, Sección de extracción de niebla, Sección de almacenamiento de líquido. 

Sección de separación primaria: La separación en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo. El cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos al separador; o bien, instalando adecuadamente una placa desviadora a la entrada. Con cualquiera de las dos formas se le induce una fuerza centrífuga al flujo, con

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la que se separan grandes volúmenes de líquido. Sección de separación secundaria: En esta sección se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la turbulencia del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente longitud. En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aún más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies colectoras de gotas de líquido. La eficiencia de separación en esta sección, depende principalmente de las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas de líquido suspendidas en el flujo de gas y del grado de



turbulencia. Sección de extracción de niebla: En esta sección se separan del flujo de gas, las gotas pequeñas de líquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del se parador. En esta parte del separador se utilizan el efecto de choque y/o la fuerza centrífuga como mecanismos de separación. Mediante estos mecanismos se logra que las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman gotas más grandes, que se drenan a través de un conducto a la sección de 9

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acumulación de líquidos o bien caen contra la corriente de gas a la sección de separación primaria. El dispositivo utilizado en esta sección, conocido como extractor de niebla, está constituido generalmente por un conjunto de 

veletas o aspas; por alambre entretejido, o por tubos ciclónicos Sección de almacenamiento de líquidos: En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas. Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar los posibles baches de líquido que se pueden presentar en una operación normal. Además, debe tener la instrumentación adecuada para controlar el nivel de líquido en el separador. Esta instrumentación está formada por un controlador y un indicador de nivel, un flotador y una válvula de descarga. La sección de almacenamiento de líquidos debe estar situada en el separador, de tal forma que el líquido acumulado no sea arrastrado por la corriente de gas que fluye a través del separador. El objetivo de la separación por etapas es maximizar la recuperación de líquido de hidrocarburos y brindar una estabilización máxima a las fases resultantes que salen del separador final.

Dispositivos internos del separador: 

Desviador de flujo: Consiste de un dispositivo que se instala a la entrada del separador, constituyéndose en el elemento principal de la sección de separación primaria. Existen varios tipos de desviador de flujo, pero los dos más comúnmente usados son los siguientes:  Platina desviadora: Esta platina puede ser en forma de disco esférico, plana, de ángulo, cónica o de cualquier otro tipo que genere un cambio rápido en la velocidad y dirección de los fluidos. El desviador de flujo de disco esférico o cónico, es más ventajoso ya que crea menos turbulencia que las platinas planas o el tipo ángulo, 10

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disminuyendo las posibilidades de problemas de emulsificación o de reincorporación de agua en la fase gaseosa.  Desviador de tipo ciclón: Utiliza el principio de la fuerza centrífuga para la separación del gas/líquido. El diámetro de la boquilla de entrada debe ser diseñado para crear una velocidad de entrada de aproximadamente 20 pies por segundo alrededor del disco interior cuyo diámetro no debe ser mayor de 2/3 del diámetro del recipiente. 

Platinas antiespumantes: La espuma se forma cuando las burbujas de gas se liberan del líquido. La espuma es la principal causa para un rendimiento pobre en los separadores. Muchas veces, una solución efectiva se logra mediante la instalación de una serie de platinas paralelas inclinadas, con las cuales se ayuda al rompimiento de las burbujas de espuma. Se instalan en la interfase gas/líquido del correspondiente



separador. Extractor de niebla: Estos dispositivos se instalan en la descarga de gas del correspondiente separador y se constituye en el elemento principal de la sección de coalescencia. Pueden ser:  Cojines de mallas de alambres: las gotas de líquido pasan a través de la malla de alambre produciendo un choque entre ellas y generando la coalescencia, lo que permite que éstas cambien de dirección y regresen a la fase líquida. Estos cojines con el tamaño apropiado pueden llegar a remover el 99% de las gotas de 10 micrones.  Extractor tipo Veleta: éste obliga al flujo de gas a ser laminar entre las placas paralelas que contienen el cambio direccional. Las gotas chocan con la placa de superficie donde la coalescencia hace que



las gotas caigan a la parte líquida. Rompedores de vórtice: Estos rompedores están localizados en las salidas de aceite y agua. Su función es contrarrestar el efecto de remolino que puede ocurrir cuando el aceite y el agua salen del separador por sus 11

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respectivas salidas. Estos dispositivos previenen que partículas de gas 

salgan por las líneas de líquido. Esclusa: Esta placa, está localizada en el fondo de la vasija, divide el separador en dos compartimentos: aceite y agua. Con tal que el nivel de agua sea controlado, solo permite que el aceite rebose al compartimiento de aceite.

2.5 Sistemas de Seguridad. Instrumentos de seguridad En caso de un mal funcionamiento del separador donde la presión y temperatura se eleve a niveles peligrosos, existen dispositivos que proporcionan una acción de emergencia inmediata. 

Válvula de Alivio: La válvula de alivio está ubicada en la parte superior del separador. Su salida es conectada a la línea de salida de gas, aguas abajo de la válvula de control automático. Cuando la válvula de alivio se abre, el



gas es venteado. Válvula Check: Esta solo permite el flujo en un sentido, y en este caso evita que el separador tenga lugar a contrapresiones que podrían



presentarse en la línea de salida de gas. Disco de ruptura: La principal desventaja de la configuración mostrada en el diagrama de dispositivos de seguridad es que, si por cualquier razón la línea de gas que va al quemador se bloquea, la válvula de alivio no será capaz de descargar la sobre presión.

Sistemas de Alarmas Los separadores están provistos del siguiente sistema de alarmas.  LSH (Level Switch High) interruptor por alto nivel.  LSL (Level Switch Low) Interruptor por bajo nivel.  PSH (Presure Switch High) interruptor por alta presión. 12

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La activación de algunos de los tres “switch” descritos anteriormente provocan cierre del separador (válvula cierre ESDV (Emergency Shut Down Valve), alarma sonora y visualización del problema en el respectivo panel. 

LSH (Interruptor por alto nivel): Se presenta cuando el nivel de crudo activa el flotador interno de la vasija, el cual viene a ser empujado por éste

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hacia arriba. LSL (interruptor por bajo nivel): Se presenta cuando el nivel de crudo se ubica por debajo de flotador de bajo nivel, permitiendo la acción de la fuerza de gravedad sobre éste instrumento; en la mayoría de los casos, se presenta por escaso volumen de crudo manejado por el separador, períodos de tiempo prolongado sin recibir carga (pozos con flujo

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intermitente) unido a un deficiente sello de la LCV. PSH (Interruptor por alta presión): Se presenta esta condición, cuando la presión del equipo supera la tensión ejercida por el resorte de ajuste de calibración del instrumento, esta seguridad previene el disparo de la válvula de seguridad garantizando presiones de operación aptas bajo las

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condiciones de diseño del equipo. Sistema de alarma con alarmas por SMS: El sistema de alarma con alarmas SMS es una solución eficaz para el control de separadores de aceite y gasolina.



Sistema de alarma estándar completo: La solución más eficiente para quien desea instalar un sistema de alarma completo para equipos de



separación de aceite o petróleo. Sistema de alarma estándar: El sistema de alarma estándar LALSRW se utiliza para la monitorización de equipos separadores de aceite o petróleo. Es posible monitorizar el espesor de la capa de aceite, el nivel de líquido o

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el nivel de lodos a través de dos sensores. Sistema de alarma estándar con 3 sensores: El sistema de alarma estándar LAL-SRW3 se utiliza para monitorizar plantas de separación de 13

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aceite o petróleo. Estos tres sensores monitorizan el máximo espesor de la capa de aceite, el nivel de líquidos, decrecimientos en la capa de líquidos (fugas), y el nivel máximo de lodos.

Instrumentos de control Control de Presión: El método más común de controlar la presión es con un controlador de presión que usa una válvula de control para reaccionar automáticamente a cualquier variación en la presión del separador. Cuando la presión cae, el controlador cierra la válvula y cuando la presión aumenta, el controlador abre la válvula. Control de Nivel de Aceite: El nivel de líquido – gas dentro del separador debe ser mantenido constante para mantener unas condiciones estables de separación. Una variación en este nivel cambia el volumen de gas y líquido en el separador, lo cual a su vez afecta la velocidad y el tiempo de retención de los dos fluidos.

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