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EQUIPOS SEPARADORES

SOPORTE DE CAPACITACIÓN

Capacitación OP Equipos Separadores

EQUIPOS SEPARADORES ÍNDICE 1. FUNCIONES DE UN SEPARADOR ................................................................................5 1.1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................5 1.2. ¿POR QUÉ SE TRATAN LOS EFLUENTES? ..........................................................6 1.3. DEFINICIONES DE UN SEPARADOR .....................................................................9 1.4. PRODUCTO FINAL..................................................................................................9 1.4.1. Definición de la presión de vapor (TVP) ...........................................................12 1.4.2. Definición de presión de vapor REID (TVR o RVP) .........................................12 1.4.3. Especificaciones en H2S..................................................................................13 1.4.4. Tenor de agua y sal ..........................................................................................13 1.4.4.1. Transporte..................................................................................................13 1.4.4.2. Refinado.....................................................................................................14 1.5. EJEMPLO DE SEPARADOR ..................................................................................16 1.6. EJERCICIOS...........................................................................................................17 2. FUNCIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES............................................................21 2.1. SECCIONES DE UN SEPARADOR........................................................................21 2.1.1. Sección de separación primaria........................................................................22 2.1.2. Sección de separación secundaria ...................................................................22 2.1.3. Sección de coalescencia ..................................................................................23 2.1.4. Sección de recolección.....................................................................................23 2.2. INTERNOS DE UN SEPARADOR ..........................................................................24 2.3. EJERCICIOS...........................................................................................................26 3. DIFERENTES TIPOS DE SEPARADORES ..................................................................29 3.1. SEPARADOR VERTICAL .......................................................................................29 3.1.1. Separador vertical bifásico ...............................................................................30 3.1.2. Separador Trifásico ..........................................................................................32 3.2. SEPARADOR HORIZONTAL..................................................................................33 3.2.1. Separador horizontal bifásico ...........................................................................37 3.2.2. Separador horizontal trifásico ...........................................................................38 3.2.3. Separador horizontal de alta presión con capacidad de retención líquida........41 3.3. SEPARADOR ESFÉRICO ......................................................................................42 3.4. SEPARADOR DE GOTAS PARA EL TRATAMIENTO DE LA ESPUMA ................43 3.5. RESERVORIOS DE DECANTACIÓN Y TANQUES DE LAVADO ..........................45 3.5.1. Accesorios de los Tanques de Lavado .............................................................46 3.6. FWKO (Free Water Knock Out)...............................................................................47 3.7. SEPARADOR “CENTRÍFUGO”...............................................................................49 3.7.1. Separador de efecto Ciclónico..........................................................................49 3.7.2. Separador de efecto vortex ..............................................................................52 3.8. ELIMINADOR DE MICRO-GOTAS (« DEMISTERS ») ...........................................52 3.9. SLUG CATCHER ....................................................................................................53 3.10. VENTAJAS E INCONVENIENTES DE LOS DIFERENTES TIPOS ......................53 Página 2 de 117

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3.11. EJERCICIOS.........................................................................................................55 4. REPRESENTACIÓN Y DATOS DE LOS SEPARADORES...........................................61 4.1. PLANO DE CIRCULACIÓN DE LOS FLUIDOS (PCF / PFD) .................................61 4.2. DIAGRAMA DE CAÑERÍAS E INSTRUMENTOS (PID)..........................................64 4.3. HOJA DE DATOS DE UN SEPARADOR................................................................66 4.3.1. Scrubber de aspiración de compresor ..............................................................66 4.3.2. Slug catcher......................................................................................................67 4.4. DIMENSIONAMIENTO DE UN SEPARADOR ........................................................67 4.4.1. Ejemplo típico ...................................................................................................67 4.4.2. Dimensionamiento ............................................................................................68 4.4.2.1. Separador vertical .....................................................................................69 4.4.2.2. Separador horizontal ..................................................................................70 4.5. EJERCICIOS...........................................................................................................73 5. LOS SEPARADORES Y EL PROCESO........................................................................74 5.1. LOCALIZACIÓN Y CRITICIDAD .............................................................................74 5.2. PROCESOS ASOCIADOS......................................................................................76 5.3. EJERCICIOS...........................................................................................................77 6. LOS AUXILIARES .........................................................................................................78 6.1. DISPOSITIVOS DE CONTROL DE NIVEL .............................................................78 6.2. DISPOSITIVOS DE CONTROL DE PRESIÓN .......................................................79 6.3. DISPOSITIVOS DE CONTROL DE TEMPERATURA.............................................81 6.4. VÁLVULAS..............................................................................................................81 6.5. CAUDALÍMETROS .................................................................................................82 6.6. EJERCICIOS...........................................................................................................83 7. PARÁMETROS DE FUNCIONAMIENTO ......................................................................84 7.1. OPERACIÓN NORMAL ..........................................................................................84 7.1.1. Parámetros de separación................................................................................84 7.1.2. Controles para hacer o seguimientos de funcionamiento .................................85 7.1.3. Posicionamiento de las válvulas en funcionamiento normal.............................85 7.1.3.1. Válvulas de seguridad ................................................................................85 7.1.3.2. Válvulas de regulación ...............................................................................86 7.2. OPERACIÓN DE SEGURIDAD...............................................................................87 7.2.1. Alarmas y seguridad .........................................................................................87 7.2.2. Posicionamiento de las válvulas de Paro de Emergencia ................................88 7.2.2.1. Válvulas de seguridad ................................................................................88 7.2.2.2. Válvulas de regulación ...............................................................................89 7.3. CAPACIDADES MÁXIMA / MÍNIMA.......................................................................89 7.4. EJERCICIOS...........................................................................................................90 8. OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES .......................................................................92 8.1. PUESTA EN SERVICIO Y PARADA DE UN SEPARADOR ..................................92 8.1.1. Puesta en servicio de un separador .................................................................92 8.1.2. Parada de un separador ...................................................................................93 8.2. PUESTA A DISPOSICIÓN ......................................................................................93 8.3. MANTENIMIENTO DE 1º GRADO..........................................................................94 9. TROUBLESHOOTING...................................................................................................94 9.1. ¿SI ? ¿POR QUÉ ? ¿ENTONCES ? .......................................................................94 9.1.1. Procedimiento de diagnóstico de averías en el caso de arrastre de líquidos hacia la salida de líquidos...........................................................................................95 Página 3 de 117

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9.1.2. Procedimiento de diagnóstico en caso de imposibilidad de mantener el nivel de líquido constante ........................................................................................................96 9.2. RETORNO DE EXPERIENCIA ...............................................................................97 10. GLOSARIO ..................................................................................................................98 11. ÍNDICE DE FIGURAS................................................................................................101 12. ÍNDICE DE TABLAS ..................................................................................................103 13. CORRECCIÓN DE LOS EJERCICIOS......................................................................104

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1. FUNCIONES DE UN SEPARADOR 1.1. INTRODUCCIÓN SEPARACION POZO

ALMACENAJE

Figure 1 : Ubicación de un separador en el tratamiento de petróleo. El separador es un dispositivo que se utiliza para disociar, por diferencia de densidad, el petróleo, los gases y el agua contenidos en el efluente que sale de un pozo. En la mayoría de los casos, el petróleo bruto en cabeza de pozo es una mezcla trifásica: Una fase gaseosa. Una fase líquida de hidrocarburos (el crudo propiamente dicho). Una fase acuosa (agua de formación). Este efluente también puede transportar partículas sólidas en suspensión como la arena que proviene de la formación, productos corrosivos, componentes parafínicos o asfálticos que han precipitado. Figura 2 : Ejemplo de un separador Página 5 de 117

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Este crudo efluente del pozo no puede ser comercializado tal como está. Debe ser tratado para que responda a las especificaciones para la venta que requiere el cliente. El tratamiento puede comprender la implementación de varios procedimientos para que el crudo tenga las especificaciones requeridas.

1.2. ¿POR QUÉ SE TRATAN LOS EFLUENTES?

Figura 3 : Esquema general del tratamiento de efluentes de pozo Por razones de seguridad: o H2S: Peligroso para el hombre. o Estabilizar: Limitar la desgasificación y reducir el riesgo de explosión. Por razones técnicas: o Productos estables (respeto de especificaciones de presión de vapor. Para esto se debe estabilizar el crudo). Un producto estable significa que no evolucionará con el tiempo. Cuanto antes sea estabilizado, más débil será su desgasificación.

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o Productos medibles (Es decir que se lo puede medir sin agua, sin sedimentos, sin gas para conocer exactamente las cantidades que se venden). o Productos bombeables (hay que transportar el crudo de la terminal al petrolero, y del petrolero a la refinería). o Productos no incrustantes (Es decir que estos productos no tienen la propiedad de recubrir el cuerpo de las tuberías, de las cisternas con una capa de mineral (parafinas,…) por ejemplo, depósito de sulfatos carbonatos, etc. Por razones comerciales: o Productos anhídros (los clientes no desean transportar agua). o Productos no corrosivos (protección del petrolero, de las refinerías y de los clientes: sales - H2S). Para asegurar: o El transporte seguro (es decir, limitar la desgasificación en los petroleros para evitar el riesgo de explosión que conlleva). o La provisión regular de los hidrocarburos producidos (buen tratamiento de, por ejemplo, las espumas, las emulsiones, para evitar que la cadena de tratamiento se pare). Para desechar en el medio ambiente, sin contaminar, los componentes sin valor comercial. Ejemplo: las aguas de producción no tienen ningún valor por lo que son desechables. (si no hay restricciones legales se la reinyecta), con la condición de tratarlas previamente para preservar el medioambiente. La estabilización permite retirar el gas y también una parte del H2S. Sin embargo, a veces esto no es suficiente por lo que se deberá prever el endulzamiento del gas. Este tratamiento se verá en otro curso. Como acabamos de ver, la estabilización del crudo producido en un yacimiento consiste en satisfacer ciertas especificaciones, en particular de TVR (Presión Vapor Reid) o RVP (Reid Vapor Pressure) y una especificación de H2S si el crudo lo contiene en cantidades significativas. Las condiciones de RVP (Reid Vapor Pressure) están ligadas al tenor de gas disuelto en el crudo. Cuanto más aumenta el tenor de gas disuelto, mas aumenta la RPV del crudo. Para satisfacer las condiciones de RPV, es necesario implementar un procedimiento que, al menor costo, permite liberar el gas disuelto en el crudo a la salida del pozo. Página 7 de 117

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El medio más simple para estabilizar el crudo es hacerle sufrir cierta cantidad de separaciones a presiones decrecientes (separación multi etapas) y separar el gas obtenido en cada una de las etapas de separación. Este procedimiento sólo puede aplicarse en yacimientos surgentes cuya presión en cabeza de pozo es superior a la presión atmosférica. Sin embargo, los métodos de activación de pozos, por bombeo o por gas lift, permiten aumentar la presión en cabeza de pozo y utilizar entonces este procedimiento en este tipo de pozo. Muchas veces, la simple separación física no es suficiente. Es necesario entonces prever un tratamiento adicional que puede consistir en el calentamiento del crudo para mejorar el la desgasificación; este calentamiento puede estar acompañado de destilación (Muchas veces por Striping H2S para limitar las pérdidas de componentes “semilivianos” o “semipesados” como los C5 incluso los C6 de la fase gaseosa extraída del crudo. Sin embargo, puede ser necesario enfriar el crudo puesto que está demasiado caliente y puede ocasionar pérdidas. Respecto del H2S, la simple separación multi etapas, en la mayoría de los casos, no es suficiente. Podrá instalarse un « stripping » además de la separación. En este curso, nos dedicaremos al procedimiento de la separación y en particular al dispositivo que se utiliza para este tratamiento: el separador. Este equipo es uno de los más importantes y de los que más se utilizan. En los capítulos que siguen, aprenderemos lo que hace un separador, cuáles son sus componentes y cómo funciona. También aprenderemos qué sustancias pueden ser separadas y por qué deben separarse.

Figura 4 : Principio de la separación

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1.3. DEFINICIONES DE UN SEPARADOR Los separadores se sitúan al inicio de la cadena de tratamiento de la que son elementos esenciales. Reciben la producción a través de los colectores,directamente del manifold de entrada. Un separador es un recipiente bajo presión, incorporado a un circuito en el que provoca una disminución de la velocidad de circulación de un efluente. Un separador se presenta como un reservorio cilíndrico dispuesto horizontal o verticalmente según el servicio. Existen también separadores esféricos pero son de uso menos común. El control del funcionamiento se realiza a través de orificios con válvulas y de aparatos de medición. Según el uso al que estén destinados, encontramos: Separadores para el tratamiento del gas de condensados. Separadores gas / petróleo. Separadores de agua libre. Separadores de ensayo KO drums (ej : recipientes de antorcha) Describiremos los diferentes tipos de separadores en otro capítulo.

1.4. PRODUCTO FINAL Como vimos anteriormente, el problema consiste en separar un efluente complejo en una fase gaseosa y en una o varias fases líquidas. La función de una unidad de separación, por consiguiente del separador, es eliminar el agua de formación, tratar el petróleo para que a presión atmosférica prácticamente no haya desprendimiento de gas, liberar un gas los más seco posible. La figura que sigue esquematiza el trayecto que hace un efluente entre el yacimiento y la planta de tratamiento.

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SEPARADOR

Figura 5 : Trayecto del efluente entre el yacimiento y la planta de tratamiento Esta misma evolución puede observarse en un diagrama P - T que representa un fluido de yacimiento (Figura 14). P PG Liquide PF Pb 100 % Vapeur

PT 0% PD PC 0

T

Figura 6 : Diagrama P - T que representa la evolución de un fluido durante su trayecto t

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El fluido presente en un yacimiento es una mezcla de hidrocarburos líquidos y / o gaseosos y agua. Originalmente, esta mezcla está en un estado de equilibrio que depende tanto de su composición como de las condiciones de presión y temperatura que existen en la formación.

GAZ EFFLUENTS EN TETE DE PUITS

HUILE EAU SABLE ET VASE DE FORMATION ARGILE COLLOIDALE PRODUIT DE CORROSION PARAFFINES ASPHALTENES CRISTAUX MINERAUX NaCl CaCO3 BaSO4 SrSO4

Figura 7 : Composición del efluente en la cabeza de pozo. La explotación destruye ese equilibrio. Debido a una pérdida de carga en el reservorio, en la completación del pozo y en la red de superficie, el fluido sufre descompresiones sucesivas hasta la planta de tratamiento. Estas descompresiones se acompañan de descensos de temperatura. En consecuencia, los gases se liberan del petróleo; los hidrocarburos y el agua se condensan. La planta de tratamiento recibe entonces, de manera alternada, bolsones de gas húmedo, agua libre y petróleo aún cargado de gas disuelto. Las densidades de petróleos crudo van desde 0.780 a 1.04 (50º a 6º API) y las viscosidades de 5 a 75 00 cP. La extracción y manipulación del petróleo crudo a veces provocan emulsiones o espuma. Estos fenómenos particulares necesitan equipos complementarios en la planta de tratamiento. Estos términos y los equipos relacionados con ellos ser definirán posteriormente. Cualquiera sea el tipo de petróleo crudo que se trate, las especificaciones del producto final siguen siendo aproximadamente las mismas, es decir: Página 11 de 117

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T.V.R. o R.V.P.

5 a12 PSI.A

H2S Mediterráneo Oriente Medio Tenor de agua Salida Entrada Tenor de sal Salida Entrada

30 - 40 ppm masa 70 - 80 ppm masa

0,1 % vol. 0,2 % vol.

40 - 60 mg/l equivale NaCl < 100

1.4.1. Definición de la presión de vapor (TVP) La presión de vapor de un crudo o « True Vapour Pressure » (TVP) en condiciones de almacenamiento (presión atmosférica y temperatura ambiente) es difícil de medir rápidamente ya que se necesita material de laboratorio. Esta presión caracteriza la calidad de estabilidad del crudo y por lo tanto su potencial de desgasificación. Una presión de vapor del crudo demasiado elevada provocará riesgos a nivel de su almacenamiento y transporte.

1.4.2. Definición de presión de vapor REID (TVR o RVP) Se sustituyó la TVP por un parámetro fácilmente medible aún cuando la toma de una muestra de crudo sea de difícil acceso, como puEde suceder en el lugar de producción, en el barco de transporte o incluso en la refinería. Este parámetro es la presión de vapor REID (TVR) o REID Vapour Pressure (RVP). LA RVP del petróleo crudo se mide siempre a 100ºF (37,8ªC)

Figura 8 : Dispositivo de medición de la RVP El dispositivo de medición de la RVP está compuesto por dos cámaras: una (1/3 del Página 12 de 117

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volumen total de las dos cámaras) recibe el crudo recolectado para la muestra y está conectada al aparato y la otra (2/3 del volumen total de las dos cámaras) está llena de aire. Una vez que se ha efectuado la recolección, se abre la válvula que comunica las dos cámaras entre sí, se sacude rápidamente el conjunto y se lo pone a temperatura de 100ªF. Se puede leer la presión indicada en el manómetro conectado al aparato. Esta presión es la RVP. La RVP es una presión efectiva y se expresa normalmente en PSI (“pounds per square inch” que es la unidad de medida angloamericana) La especificación en RVP de un petróleo crudo es en función de las condiciones climáticas del lugar de producción (para el almacenamiento del crudo) y de la ruta que sigue el barco de transporte (en el caso de transporte marítimo) hacia el mercado consumidor. En general, la RVP se sitúa entre 7 y 10 psi A, y en nuestro caso 12 psiA.

1.4.3. Especificaciones en H2S Es común que el efluente de pozo contenga una cantidad más o menos importante de un contaminante tóxico: el H2S. Este componente migra en la fase gaseosa pero queda una cantidad no despreciable en el crudo desgasificado. Una concentración de H2S en el aire de 100ppm (después de una desgasificación a nivel del almacenamiento relacionado, por ejemplo, a un aumento de la temperatura). Puede tener graves consecuencias para el personal que trabaja en los alrededores del lugar donde se encuentra el crudo. Recordemos que en presencia de agua, el H2S induce problemas de corrosión (H2S + agua líquida: ácido sulfúrico). Para extraer el H2S del petróleo crudo puede ser necesario la implementación de un procedimiento llamado « stripping ». En general, la concentración de H2S en el crudo almacenado no debe exceder los 100ppm peso.

1.4.4. Tenor de agua y sal 1.4.4.1. Transporte El crudo tratado en planta, en general es enviado a las refinerías.

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Los medios de transporte clásicos son: Oleoducto. Ferrocarril. Transporte fluvial. Transporte marítimo (por Barco Petrolero).

Oleoducto En el caso de transporte por oleoducto, para el transportador, el tenor de agua es más importante que el tenor de sal, ya que la paga al valor del petróleo y sobrecarga inútilmente los oleoductos. Además, puede causar problemas de corrosión, agravados por la presencia de sal. En consecuencia, el tenor de agua de un crudo transportado por oleoducto no debe superar, en general, el 0.1% (vol). El tenor de sal (cloruro expresado en NaCl) no debe superar los 60g/l. Otros medios de transporte En el caso de un transporte distinto del oleoducto, el transportador no fija restricciones reales. Entre los medios utilizados, el transporte marítimo es el que tiene mayor contaminación ya que utiliza agua de mar como lastre. Las estadísticas muestran que el transporte marítimo aporta una salinidad adicional que varía entre 8 y 37 mg/l y hasta puede llegar a 50mg/l. 1.4.4.2. Refinado El tenor de sal del crudo en refinería antes del precalentamiento hacia la columna de destilación (« topping ») debe descender a una salinidad de 5 a 10 mg/l para prevenir todo tipo de inconvenientes tales como: Obstrucción de los intercambiadores de calor. Corrosión de los equipos. Degradación de la calidad de los productos refinados.

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En una etapa de desalinización como la que las refinerías europeas, el petróleo crudo que entra y que tiene una salinidad máxima de 100 mg/l, aguas abajo de la etapa de desalinización, la salinidad tendrá un valor de 5 mg/l. La salinidad máxima de un crudo enviado a una refinería no deberá superar los 100 a 110 mg/l y el 0.2% de agua. En consecuencia, teniendo en cuenta la contaminación del transporte marítimo (en el caso de transporte en tanker), la salinidad del crudo a la salida de planta no deberá superar los 60mg/l y el tenor de agua deberá ser inferior a 0.1%. Un mejor control de los procedimientos de carga, la generalización del lavado de los tanques para crudo de los « tanker », por ejemplo, deberían disminuir la contaminación aportada por el transporte marítimo y por consiguiente ampliar la especificación en sal del crudo a la salida del lugar de producción (hasta 80mg/l). Después de este paréntesis para explicar las especificaciones que requiere el producto final, volvamos al equipo que describimos y principalmente a su importancia en el proceso. En el cuadro que sigue, vemos bien la importancia del separador para el producto final, según haya dos, uno o ninguno, Sin embargo, no se deberá concluir que más separadores se instalen, más gas se recupera.

Reservorio

Separador 1

Separador 2

Tanque de almacena miento

GOR total Sm³/Sm³

Presión

b.ef.

245

-

-

0

-

Temperatura

°C

127

-

-

15

-

GOR

Sm³/Sm³

-

-

-

234,1

234,1

Presión

b.ef.

245

22

-

0

-

Temperatura

°C

127

22

-

15

-

GOR

Sm³/Sm³

-

159,8

-

34,9

194,7

245

69

14

Presión

b.ef.

0

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Temperatur a

°C Sm³/Sm³

127

54

40

15

-

-

115,5

52,5

24,3

192,3

GOR

Tabla 1: Pruebas de separación de un fluido reservorio

1.5. EJEMPLO DE SEPARADOR Cuando se habla de separadores, por costumbre se piensa en el o los separadores situados aguas arriba de la cadena de tratamiento. Sin embargo, existen diferentes tipos de separadores según el fluido que circule en esos recipientes. Los veremos en detalle en el capítulo que sigue.

Figura 9 : Vista de un separador trifásico (separador de ensayo Girassol ) Los separadores de producción están « destinados » a recibir un caudal continuo que proviene de los pozos. Este tipo de equipo separa los gases de los líquidos. Este separador, puesto que es trifásico, separa además el agua del petróleo.

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1.6. EJERCICIOS 1. ¿Cuáles son los tres elementos del efluente (sin contar los sedimentos) que disocia un separador trifásico?

2. El separador separa los componentes del efluente por diferencia de densidad. ‰ Verdadero ‰ Falso

3. El petróleo crudo no necesita ningún tratamiento para ser comercializado. ‰ Verdadero ‰ Falso

4. Dé dos razones técnicas por las que debe tratarse el efluente.

5. Dé una razón comercial por la que debe tratarse el efluente.

6. Dé una razón ambiental por la que debe tratarse el efluente.

7. ¿Qué significa la sigla R.V.P.?

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8. La especificación de RVP (presión de vapor) está relacionada con el tenor de gas en el crudo. ‰ Verdadero ‰ Falso

9. Cuanto más disminuye el tenor de gas disuelto, más aumenta la RVP del crudo. ‰ Verdadero ‰ Falso

10. En los pozos surgentes cuya presión en cabeza de pozo es superior a la presión atmosférica ¿cuál es el medio más simple que se utiliza para estabilizar el crudo?

11. Complete el esquema del principio de separación.

12. ¿Dónde se sitúan los separadores en la cadena de tratamiento del petróleo? ‰ Al principio ‰ Al final

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13. ¿Cuáles son los dos principales tipos de separadores que existen?

14. En el esquema que sigue, sitúe las definiciones de las presiones en el lugar correcto.

15. En este diagrama P – T que representa la evolución del fluido a lo largo de su recorrido (línea roja) sitúe las presiones en el lugar correcto.

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16. En general, la especificación en RPV del producto final se sitúa entre: _____________ y ____________ psi.

17. En general, el tenor en agua al principio de la instalación es de: _____________ % vol

18. En general, el tenor en H2S al principio de la instalación se sitúa entre : Méditerráneo :

_____________ y ____________ ppm masa

Oriente Medio :

_____________ y ____________ ppm masa

19. En general, el tenor en sal al principio de la instalación es de: _____________ mg/l NaCl

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2. FUNCIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES 2.1. SECCIONES DE UN SEPARADOR

Figura 10 : Vista de las partes de un separador

Además de los comandos y controles necesarios, los separadores contienen normalmente cuatro secciones principales, independientemente de la forma: Sección de separación primaria. Sección de separación secundaria. Sección de coalescencia Sección de recolección. La ubicación de estas secciones, cualquiera sea el tipo de separador, se muestran en la figura de abajo.

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2.1.1. Sección de separación primaria La sección A es la separación primaria. Se utiliza para separar la parte principal del agua libre del fluido de entrada. Tiene una conexión de entrada, generalmente tangencial o un deflector para aprovechar los efectos de inercia de la fuerza centrífuga o de un cambio brusco de dirección para separar del líquido la mayor parte del gas.

2.1.2. Sección de separación secundaria La separación secundaria o sección de gravedad, B, está concebida en vistas de utilizar la gravedad para aumentar la separación de micro-gotas arrastradas. En esta sección, el gas se desplaza a una velocidad relativamente baja con poca turbulencia.

Figura 11 : Diferentes secciones de un separador esférico En ciertos casos, se utilizan enderezadores de vena para reducir la turbulencia. Estos enderezadores funcionan también como colectores de micro-gotas, lo que facilita la separación entre las micro-gotas y el gas.

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2.1.3. Sección de coalescencia La sección de coalescencia, C, utiliza un extractor de niebla que puede consistir en una serie de enderezadores (laberinto) una serie de mallas metálicas entrelazadas o pasos ciclónicos. Esta sección extrae del gas las pequeñas micro-gotas de líquido por colisión con una superficie donde coalecen. Figura 12: Diferentes secciones de un separador vertical Un arrastre de líquido normal en un extractor de niebla es de menos de 0.013 ml por m3.

2.1.4. Sección de recolección La sección de recolección del líquido, D, actúa como receptor para los líquidos extraídos en las secciones primaria, secundaria y de coalescencia. Según las exigencias (condiciones) la sección líquida deberá tener cierto volumen para la desgasificación y la entrada de bolsones líquidos. Figura 13 : Diferentes secciones de un separador horizontal Además, es necesario que haya un nivel mínimo de líquido para que funcione correctamente. La desgasificación puede necesitar un separador horizontal con un nivel poco profundo mientras que la separación por emulsión necesita un mayor nivel de líquido, temperaturas superiores y/o el complemento de un surfactante.

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2.2. INTERNOS DE UN SEPARADOR Los internos más comunes utilizados para mejorar la eficacia de un separador son: El Deflector (Deflector or diverter plate): cuando el fluido golpea la placa, la velocidad disminuye, las micro-gotas líquidas caen al fondo del separador y el gas contornea la placa y sigue su recorrido.

Figura 14 : Deflector de entrada

El Coalescedor (Demister pad / Coalescing pack): Se utiliza para que las pequeñas micro-gotas se unan en micro-gotas más grandes. Dispositivo equipado con un llenado, múltiples chicanas, mallas metálicas (Wire mesch), diversas fibras, de manera que las partículas líquidas puedan unirse en micro-gotas y separarse del gas, del vapor y de líquidos no miscibles. Figura 15 : Wire Mesh

El Deflector ajustable de sobreflujo de petróleo (Weir or Weir plate) Se utiliza para aumentar el tiempo de residencia de un líquido ya que, según su posición aumenta el volumen de líquido expuesto.

Figura 16 : Deflector ajustable de sobreflujo de petróleo perforado.

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El Rompe vórtice (Vortex) (Vortex breaker or anti-vortex ): Impide la formación de remolinos en el líquido que, al salir de separador, arrastrarían gas.

Figura 17 : Rompe vórtice (Vortex)

Los Enderezadores de vena (Straightening vanes): Utilizados para evitar las turbulencias en la circulación del gas después de la separación inicial del deflector de entrada.

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2.3. EJERCICIOS 20. Complete el siguiente esquema:

21. En el siguiente esquema, indique con las letras A, B, C, y D las secciones principales de un separador horizontal.

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22. En el siguiente esquema, indique con las letras A, B, C, y D las secciones principales de un separador vertical.

23. En el siguiente esquema, indique con las letras A, B, C, y D las secciones principales de un separador esférico.

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3. DIFERENTES TIPOS DE SEPARADORES 3.1. SEPARADOR VERTICAL La principal ventaja de estos separadores es que pueden recibir bolsones de líquidos más grandes sin un arrastre excesivo en el gas. Teniendo en cuenta la distancia entre el nivel del líquido y la salida del gas, la tendencia a arrastrar gotas de líquido es menor. Su diámetro es, sin embargo, más grande para una capacidad de gas dada. El separador vertical se adapta bien para cantidades importantes de líquidos (GOR baja) o al contrario, cuando sólo hay gas (el espacio líquido mínimo del recipiente es muy grande). Los scrubbers, recipientes de aspiración o descarga de compresores, recipientes de calentamiento de gas y ciertos separadores de petróleos que contienen sedimentos, son ejemplos típicos de aplicación. Se los utiliza también en pozos que tiene depósitos sólidos (fácil limpieza).

Figura 18 : Vista exterior de un separador vertical

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3.1.1. Separador vertical bifásico

Soupape

Joint d'éclatement

Extracteur de brouillard

Action du déflecteur

Déflecteur 1 Entrée huile et gaz Chambre primaire

2

Manomètre Conduit de drainage Cloison d'isolement

3

Trou d'homme Niveau visuel

1. corps du séparateur 2. sortie du gaz (point haut) 3. entrée des fluides

Sortie huile Chambre de décantation

Purge Socle

Cheminement du gaz Cheminement du liquide

Effet centrifuge dans un séparateur vertical

Figura 19: Vista detallada de un separador petróleo/gas vertical bifásico.

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Otro tipo de separador vertical es el scrubber gas. Se los instala generalmente en la aspiración de compresores. El nombre “scrubbers” se originó en los campos de petróleo. Significa que los hidrocarburos gaseosos que entran en el recipiente están “scrubbed” (limpios) de líquidos (llamados generalmente condensados) que han sido arrastrados con ellos. Los gases que llegan a este tipo de separadores son « wet gas » (gas húmedo)

Figura 20 : Ejemplo típico de Scrubber

Todavía contienen líquidos que, si no son separados y entran en el compresor de gas, provocarán serios daños a este equipo. Un scrubber utiliza la gravedad para separar los líquidos. El gas que entra en el separador es desviado hacia abajo por un deflector situado en la línea de entrada del recipiente. Este cambio de dirección reduce la velocidad del gas y permite de esta manera que las micro-gotas de líquido caigan hacia abajo en el separador.

SALIDA DE GAS

A la salida del líquido, el scrubber posee un rompe vórtice (vortex) cuya finalidad es impedir que el gas deje el separador con los líquidos. Cualquier líquido que sea arrastrado hacia arriba en el separador, será separado por un extractor de niebla situado cerca del extremo superior del equipo. Figura 21 : Vista detallada de un scrubber

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3.1.2. Separador Trifásico En lo que respecta al separador vertical trifásico, los equipos internos son, con pocas diferencias, los mismos. Sólo se agregan una salida para agua y un regulador de nivel. Sortie gaz

Extracteur de brouillard

Alimentation

Gaz

Contrôleur de niveau d'eau

Contrôleur de niveau d'huile

Huile

Huile

Eau

Eau

Figura 22 : Vista detallada de un separador trifásico

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3.2. SEPARADOR HORIZONTAL Se los utiliza en los pozos con GOR elevada ya que tienen una buena superficie de intercambio. Estos separadores tienen, en general, un diámetro más pequeño que los separadores verticales para una misma cantidad de gas y presentan una mayor interfase entre el gas y el líquido. De fácil montaje sobre skid. La figura que sigue muestra la distribución típica de un separador de campo. Este separador consta de:

Section de tranquilisation

Extracteur de brouillard Chambre secondaire

Chambre primaire Diffuseur

Entrée gaz + liquides

Purge Chassis

Chambre de décantation

Cloison de séparation

Cloisons antivague

Anti Vortex

Figura 23 : Vista detallada de un separador horizontal bifásico

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El difusor de entrada tiene como función esencial la de absorber la energía cinética del líquido que entra, particularmente en pozos de petróleo. Puede ser centrífugo en cilindros verticales. Este difusor produce también una primera separación gas/líquido. Gaz

Figura 24 : Difusor de entrada

Figura 25 : Vista del procedimiento de un difusor de entrada de un separador

DIFUSOR DE ENTRADA Diffuseur d'entrée La sección de tranquilización muchas veces constituida por placas paralelas que pueden estar ligeramente inclinadas o no. Su función es asegurar la coalescencia de las micro-gotas de líquido. La cámara secundaria asegura la mayor parte de la separación. El extractor de niebla, asegura la coalescencia de las pequeñas micro-gotas arrastradas. Puede ser de varios tipos: de mallas metálicas (« wire mesh) o de placas muy próximas.

Figura 26 : Extractor de niebla

Figura 27 : Vista de un "Wire Mesh"

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El deflector de separación tiene como objetivo principal evitar el by pass de la sección de tranquilización por el gas. También evita que el gas provoque olas en la superficie del líquido.

Algunos constructores reducen parcialmente la sección de tranquilización para evitar el by-pass. Los deflectores antiolas tienen como primera función evitar la propagación de olas en la interfase líquido /vapor en el separador.

. Además, son particularmente importantes en los separadores de ensayo montados en bases móviles. Estos deflectores reducen el tiempo de decantación de los líquidos. En el esqueMa de al lado, se puede ver el interés de los deflectores antiolas. Figura 28 : Vista de los Bafles internos en un separador horizontal.

Estas placas pueden ser perforadas. Aportan de esta manera una estabilidad aún mayor como se puede ver en el esquema de abajo. .

Figura 29 : Vista de una placa perforada

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Figura 30 : Esquema que muestra la importancia de las placas perforadas. El dispositivo rompe vórtice (vortex), rompe el remolino que genera el orificio tubular de la salida del petróleo.

Figura 31 : Vista de un dispositivo rompe vórtice ( vortex)

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La carga liquida debe ser suficientemente alta para compensar la pérdida de carga del extractor de niebla , si no, puede haber subida de líquido y un nuevo arrastre de líquido en el gas. El Sand Jet: Para permitir la eliminación del arena acumulada con los líquidos se utiliza este tipo de interno situado al fondo del separador. El agua o los productos químicos se envían por este equipo. A veces, el sand jetting se utiliza antes de la inspección del equipo.

Figure 32 : Sand Jet Estos separadores, en general, se montan en skids completos con las tuberías e instrumentos de regulación y de seguridad.

3.2.1. Separador horizontal bifásico Un separador bifásico horizontal posee una separación primaria cercana a la entrada del separador. La segunda separación y el extractor de niebla se sitúan en la parte alta del equipo. Hay una sección que recoge el líquido en el fondo del separador. El efluente que proviene del pozo entra en el separador y golpea contra un jet parabrisa.

Demister

Figura 33 : Corte de un separador horizontal bifásico

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La mayor parte del líquido (los líquidos más pesados) se separa y cae al fondo del separador. El vapor de gas y el líquido continúan su trayecto a través de la sección de tranquilización (ver figura 23). Estas secciones provocan la formación de micro-gotas de petróleo. Estas micro-gotas caen en el colector de líquido. El gas continúa su recorrido horizontal a través de extractores de niebla. En esta parte, los líquidos restantes (excepto algunas pequeñas micro-gotas) son extraídos en este camino de mallas. El gas deja el separador por la salida de gas situado en la parte alta del recipiente. La recolección de líquido se sitúa en la parte inferior del separador. Estos líquidos están separados del gas por placas. Cuando el líquido llega al nivel requerido, el control de nivel abre la válvula de nivel. El líquido deja el separador por la salida de líquido.

3.2.2. Separador horizontal trifásico El diseño de un separador horizontal trifásico es similar al de un separador horizontal bifásico.

SALIDA DE AGUA

Figura 34 : Corte de un separador horizontal trifásico

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La gran diferencia reside en la sección de recolección de líquidos. En un separador trifásico, la parte superior de la sección de recolección de líquidos contiene el petróleo mientras que la parte inferior contiene el agua.

ENTRADA SALIDA GAS

Cada una de las secciones de líquidos posee su propio control asociado a la válvula correspondiente.

SALIDA OIL

Figura 35 : Diagrama de un separador trifásico

SALIDA AGUA

Cuando el líquido llega al nivel requerido, los controles de nivel del líquido abren las válvulas de nivel respectivas. Los líquidos salen del separador por las salidas de líquidos. Gaz

Huile Eau

Huile Huile

Eau

Figura 36 : Vista detallada de un Separador Horizontal Trifásico

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Figura 37 : Corte de un separador horizontal trifásico

CAJA DE GAS

Figura 38 : Vista de un separador trifásico (floating separator circulación separada)

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3.2.3. Separador horizontal de alta presión con capacidad de retención líquida El separador horizontal de dos tubos posee un tupo superior y un tubo inferior unidos entre sí por tubos verticales llamados « downcomers ». El tubo superior es la sección de separación del gas y el inferior la sección de recolección de líquidos. Si llegan muchos bolsones desde el efluente del pozo, el separador horizontal de dos tubos permite una mejor separación que un separador horizontal de un solo tubo. Otra ventaja de una separación con dos tubos es que evita la posibilidad de arrastre. El tubo superior, donde se produce la separación del gas, contiene la entrada del fluido, el deflector de entrada, la sección de transición y el extractor de niebla. Esta sección posee también una válvula de seguridad o un disco de ruptura.

Figura 39 : Separador bifásico horizontal de de alta presión con capacidad de retención de liquido El fluido que llega desde el pozo entra en el tubo por la conexión de entrada. Se desvía el flujo para que cambie de dirección y de velocidad. El líquido cae al fondo del tubo superior, Los vapores de gas y de líquido continúan su trayecto por la sección de tranquilización. Estas secciones provocan la formación de micro-gotas de petróleo que caen al fondo del recipiente superior. El gas pasa por arriba de una placa vertical y a través del extractor de niebla. Ahí, el gas pierde la mayoría de las micro-gotas de líquido. El gas sale del tubo superior por la salida.

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El tubo inferior tiene un control de nivel de líquido, una salida de líquido y un drenaje. Los tubos verticales permiten la circulación de los líquidos desde el tubo superior hacia el inferior. Estos tubos se extienden sobre la superficie del líquido contenido en el separador inferior. Controlados por el control de nivel, los líquidos salen del tubo inferior por la salida de líquidos. El separador horizontal de dos tubos también puede ser un separador trifásico. El gas sale siempre del tubo superior, el petróleo sale por la parte superior del tubo inferior y el agua por el fondo del tubo inferior.

Figura 40 : Corte de un separador trifásico horizontal de dos tubos

3.3. SEPARADOR ESFÉRICO Poco comunes, se los reserva para los pozos de GOR muy elevada (caso de pozos de gas + condensados). Estos separadores son relativamente baratos y compactos, pero tienen un tiempo de retención de líquidos y una sección de decantación bastante limitados Por lo tanto, su uso como separadores trifásicos es muy difícil, si no imposible.

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Tienen la ventaja de ser cómodos pero su capacidad es baja. Son fáciles de manipular. Otra característica importante es que soportan cualquier presión debido a su forma esférica.

Entrée des fluides

DEFLECTOR Déflecteur

Scrubber

Régulation niveau

Sortie d'huile Sortie de gaz

Figura 41 : Separador esférico bifásico

3.4. SEPARADOR DE GOTAS PARA EL TRATAMIENTO DE LA ESPUMA Los separadores de gotas se utilizan para el tratamiento de las espumas. Pueden ser verticales u horizontales, como se muestra abajo. Utilizan los Dixons Plates, que son placas inclinadas a 45º con una gran superficie de contacto. Sin el uso de anti espuma, los Dixons Plates son poco eficaces. Página 43 de 117

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Gaz

Extracteur de brouillard

Diffuseur Entrée Plateaux inclinés

Huile

Figura 42 : Vista detallada de un separador vertical de gotas

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Figura 43 : Vista detallada de un separador horizontal de gotas

3.5. RESERVORIOS DE DECANTACIÓN Y TANQUES DE LAVADO La decantación simple en reservorios ha sido un procedimiento muy popular, sobre todo en Estados Unidos. Aunque no cuenta con la adhesión de los centros de estudio, sigue siendo una solución interesante cuando no se logra seleccionar un aditivo de acción suficientemente rápida. En efecto, la principal diferencia con los otros separadores es que el tiempo de residencia y por ende el de decantación son muy largos (varias horas). Las restricciones de los reglamentos de seguridad y de medioambiente han hecho perder el interés en la decantación en tanques. Conserva, sin embargo, la ventaja de la simplicidad. La noción de tanque de lavado está ligada al principio que consiste en hacer burbujear la producción en el agua que se mantiene en el fondo del tanque. Cuando la emulsión es poco sólida, ese burbujeo puede romperla por desgaste de la película emulsionante. Página 45 de 117

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También se puede utilizar los tanques de lavado para solucionar el problema de la sal cristalizada que puede, eventualmente, estar en suspensión en el petróleo.

Figura 44 : Vista detallada de un Tanque de Lavado Tradicional

3.5.1. Accesorios de los Tanques de Lavado Es evidente que la eficacia del procedimiento está ligada al contacto estrecho agua /emulsión. Es necesario entonces equipar la entrada de la producción con un dispositivo que permita repartir el caudal en numerosos hilos que circulen por el agua. La figura de abajo ilustra ese dispositivo. También se puede utilizar una red de tubos aletados. La superficie del petróleo se mantiene constante por desborde del conducto que alimenta los tanques de almacenamiento (stock o storage tanks) La altura de agua retenida es controlada muchas veces por un dispositivo externo constituido por un conducto de desborde ubicado en un tubo recubierto. Cuando el petróleo no está completamente desgasificado, el tanque de lavado puede estar equipado con un separador atmosférico integrado denominado « boot » o « gun barrel ». El gas liberado se envía a través de cañerías a una antorcha BP y existen varias posibilidades para equilibrar las presiones en el sistema. A veces se utilizan válvulas de control de nivel « integradas » para evitar que el gas migre.

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Figura 45 : Esquema típico de un Gun Barrel Por último, podemos mencionar los « swing-pipes ». Son tubos de salida de petróleo montados sobre juntas articuladas al pie del tanque. Estos tubos permiten que un tanque trabaje como tanque de lavado en la parte inferior y como stock tank en la parte inferior. La posición del swing-pipe separa estas dos partes; está suspendido de una cadena. A veces el swing-pipe está suspendido de un flotador y constituye entonces una « succión flotante ». Es por esto que el petróleo de superficie es el se aspira siempre y por ende el mejor deshidratado.

3.6. FWKO (Free Water Knock Out) Se conocen con este nombre los dispositivos que se utilizan para extraer el agua libre. Recordemos que se denomina arbitrariamente como agua libre al agua que se separa en 5 minutos. La duración de la retención a veces excede este tiempo pero raramente excede los 20 minutos. No son verdaderos dispositivos de deshidratación pero si funcionan como auxiliares de estos por lo que facilitan el trabajo. Son particularmente útiles cuando el porcentaje de agua asociada es elevado ya que permiten disminuir el tamaño de las instalaciones aguas Página 47 de 117

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abajo. Además permiten economizar energía si es necesario un calentamiento durante el tratamiento.

Figura 46 : Deflector

Figura 47 : FWKO - Free Water Knock Out

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3.7. SEPARADOR “CENTRÍFUGO” Designaremos con este nombre a los separadores que utilizan la fuerza centrífuga como fuerza principal de separación y que varios fabricantes proponen actualmente. Los efectos de la fuerza centrífuga se clasifican, para facilitar la presentación, de dos formas principales: Separadores de efecto Ciclónico. Separadores de efecto Vortex.

3.7.1. Separador de efecto Ciclónico El separador vertical de efecto ciclónico se utiliza principalmente en los sistemas de tratamiento de gas. Puede extraer partículas sólidas y líquidos que habrían sido arrastradas con el gas. Este separador utiliza la fuerza centrífuga para extraer las partículas sólidas y los líquidos. Gas Bruto

El gas entra por la parte superior del separador forzado a realizar un movimiento de torbellino. Las partículas sólidas y los líquidos chocan contra las paredes el separador. Las partículas sólidas y los líquidos se unen en el fondo del separador. Salen del separador por un control de nivel. El movimiento de torbellino crea un vortex en el interior del separador. El gas se desplaza en ese torbellino hasta arriba en el separador.

Figura 48 : Separador Ciclón vertical

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El flujo de gas hacia la parte alta del separador arrastra algunos líquidos. Existe un espacio muerto en la salida que recupera esos líquidos y luego se reciclan en el separador. El fluido entra tangencialmente al equipo, siguiendo un eje perpendicular al eje de salida del equipo.

Sortie gaz

El ejemplo más simple es el de la tubería de entrada tangencial, horizontal en un recipiente vertical. Las partículas eyectadas contra las paredes del separador caen por gravedad. Para ese tipo de equipo los fabricantes utilizan cilindros de conos perforados y ventanas orientados de tal manera que inducen un movimiento ciclónico al fluido.

Entrée Gaz + Liquide

Figura 49 : Típico de funcionamiento del separador Ciclónico

Otros utilizan una serie de pequeños ciclones como los que se utilizan en el desempolvado.

Figura 50 : Corte de un ciclón

Sortie liquide

Figura 51 : Vista de un interno multiciclón

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Sortie gaz

Multicyclones Multiciclones

Diffuseur

Entrée gaz

Sortie liquide Niveau liquide

Drain secondaire

Volume de rétention

Sortie liquide

Figura 52 : Ejemplo de un separador multiciclónico

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3.7.2. Separador de efecto vortex El fluido entra por el eje del separador. Las aletas situadas a la entrada le imprimen un movimiento de rotación (vortex).El líquido es eyectado contra las paredes y se evacúa por las ventanas minuciosamente calibradas. Estos tubos se pueden utiliza solos o en paralelo.

La primera ventaja de este tipo de separadores es la eficacia: de 99,9 a 99,99 % de todas las micro-gotas de un tamaño superior a 5 a 10 micrones. Sin embargo, como la cantidad de líquido en la entrada no debe sobrepasar el 5% del peso, si existe la posibilidad de llegada de bolsones, es necesario tomar precauciones especiales, en particular se debe prever cámaras primarias de decantación. La segunda ventaja es su diseño compacto, cualidad particularmente apreciada en las plataformas.

3.8. ELIMINADOR DE MICRO-GOTAS (« DEMISTERS ») Se recomienda su uso donde es necesario un arrastre mínimo de micro-gotas, por ejemplo, para la aspiración de los compresores, la entrega de gas comercial. Existen dos tipos principales: trenzados y de placas. Ambos utilizan el efecto aglomeración, el segundo, además, utiliza el efecto de centrifugado dados los cambios de dirección. Las principales características son: Diámetro de las mallas: 0.008 - 0.03 cm, Espesor del colchón: à 150 mm.

100 m

Según los fabricantes, se logra extraer el 98 a 99% de las partículas de tamaño superior a 10/20 micrones. Estos eliminadores deben utilizarse con prudencia ya que pueden incrustarse o incluso obstruirse fácilmente con, por ejemplo, sedimentos, parafinas productos corrosivos. Figura 53 : Corte de un Demister

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3.9. SLUG CATCHER Es una instalación que sirve de amortiguador en la salida de línea, su función es la de absorber los « bolsones de líquidos » que se forman en los canos bi y trifásicos. Permite controlar la irregularidad del caudal de cada una de las fases (liquido o vapor) y de esta manera asegurar un fluido de circulación regular hacia las instalaciones aguas abajo. Esto se efectúa dejando fluctuar el nivel de líquido en la instalación. Este dispositivo de la separación se encuentra aguas arriba del tratamiento y estabiliza toda la regulación de la separación.

Figura 54 : Slug Catcher

3.10. VENTAJAS E INCONVENIENTES DE LOS DIFERENTES TIPOS Como hemos visto, existen tres tipos principales de separadores. En el cuadro que sigue, se presenta una comparación del rendimiento de los diferentes tipos de separadores. Horizontales

Verticales

Esféricos

Eficacia de la separación

1

2

3

Estabilización de los fluidos separados

1

2

3

Flexibilidad (producción por bolsones)

1

2

3

Facilidad de regulación (nivel)

2

1

3

Capacidad a igual diámetro

1

2

3

Precio por unidad de equipo

1

2

3

Aptitud para admitir cuerpos extraños

3

1

2

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Aptitud para el tratamiento de espumas

1

2

3

Facilidad de trasporte

1

3

2

Obstrucción vertical

1

3

2

Obstrucción horizontal

3

1

2

Facilidad de instalación

2

3

1

Facilidad de inspección y mantenimiento

1

3

2

1 : Más favorable

2 : Intermedio

3 : Menos favorable

Tabla 2 : Comparación de los rendimientos de los diferentes tipos de separadores

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3.11. EJERCICIOS 24. En general, se denomina agua libre al agua que se separa en: ‰ 5 segundos ‰ 5 minutos ‰ 5 horas

25. La principal ventaja de un separador vertical es que acepta bolsones líquidos más importantes sin arrastre excesivo en el gas. ‰ Verdadero ‰ Falso

26. Los recipientes de aspiración de los compresores (scrubber) son ejemplos de recipientes. ‰ Verdadero ‰ Falso 27. ¿Qué tipo de fluido se trata en un scrubber?: ‰ Gas húmedo ‰ Petróleo ‰ Agua

28. El deflector está ubicado a la salida del líquido y sirve para recolectar ese mismo líquido. ‰ Verdadero ‰ Falso

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29. Complete el esquema que sigue , representa los internos de un separador bifásico gas/petróleo :

30. El rompe vórtice (vortex) impide que el gas salga del separador con los líquidos. ‰ Verdadero ‰ Falso 31. El extractor de niebla impide que los líquidos salgan por la salida del gas. ‰ Verdadero ‰ Falso 32. Complete es esquema que sigue, representa los elementos externos de un scrubber : Página 56 de 117

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33. Complete el esquema siguiente, representa los elementos internos de un separador horizontal:

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34. La Sección de tranquilización muchas veces está constituida por placas paralelas que pueden estar ligeramente inclinadas o no. Su función es asegurar la coalescencia de las micro-gotas de líquido. ‰ Verdadero ‰ Falso 35. El deflector de separación tiene como principal objetivo favorecer el by pass del la sección de tranquilización por el gas. ‰ Verdadero ‰ Falso 36. Este interno es un:

‰ Difusor ‰ Sand Jet

37. El separador horizontal de dos tubos tiene la ventaja de evitar el arrastre. ‰ Verdadero ‰ Falso

38. El separador horizontal de dos tubos permite una mejor separación del efluente si este contiene muchos bolsones líquidos. ‰ Verdadero ‰ Falso

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39. Se reserva los separadores esféricos para los pozos de GOR muy elevada. ‰ Verdadero ‰ Falso

40. Los separadores esféricos funcionan siempre como trifásicos. ‰ Verdadero ‰ Falso

41. La noción de Tanque de Lavado está ligada al principio que consiste en hacer burbujear la producción en el agua que se mantiene en el fondo del tanque. ‰ Verdadero ‰ Falso

42. El tiempo de residencia en los tanques e lavado es bajo. ‰ Verdadero ‰ Falso

43. El separador vertical de efecto ciclónico se utiliza principalmente para el tratamiento del gas. ‰ Verdadero ‰ Falso

44. En el separador de efecto ciclónico, el fluido entra tangencialmente ‰ Verdadero ‰ Falso

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45. En el separador de efecto vortex, el fluido entra tangencialmente. . ‰ Verdadero ‰ Falso

46. ¿Dónde se ubica el Slug Catcher en la separación?

‰ Aguas arriba. ‰ Aguas abajo.

47. La función del slug Catcher es absorber las diferencias de caudal que entra de manera que el fluido tenga una circulación regular en las instalaciones aguas abajo. ‰ Verdadero ‰ Falso

48. Entre los tres tipos principales de separadores (horizontal, vertical y esférico), ¿cuál es el que, a igual diámetro, tiene mejor capacidad? ‰ El separador horizontal. ‰ El separador esférico. ‰ El separador vertical.

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4. REPRESENTACIÓN Y DATOS DE LOS SEPARADORES En este capítulo describiremos cómo se representa un separador en los principales documentos que se ponen a disposición del operador: Process Flow Diagram (PFD) / Plano de circulación de los fluidos (PCF) Plot Plan Piping and Instrumentation Diagram (P&ID)

4.1. PLANO DE CIRCULACIÓN DE LOS FLUIDOS (PCF / PFD) Este documento fue editado durante la fase de proyecto. Presenta en formato mucho más simple las líneas y equipos de proceso al igual que todos sus principales parámetros de funcionamiento. El ejemplo de PFD (Process Flow Diagram) muestra tres separadores horizontales trifásicos en una unidad de separación.

Descripción del PFD:

El separador DS301 está situado al inicio de la línea de tratamiento de petróleo y recibe los efluentes de producción del colector de producción. Se trata de un separador trifásico gas/petróleo/agua. El petróleo separado alimenta el separador de producción siguiente (DS302), se envía el gas a la compresión HP donde se lo deshidratará y luego se lo re-inyectará en el yacimiento. En cuanto al agua, se la envía a tratamiento de agua empetrolada para arrojarla al mar.

Figura 55 : Separador trifásico horizontal DS301 en transporte

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El separador DS302 está situado aguas abajo del separador DS 301 y después del calentador EC 301 A/B. Recibe el petróleo que proviene del separador 1ª etapa y otros efluentes secundarios. Se trata de un separador trifásico gas/petróleo/agua. El petróleo separado alimenta el separador de producción siguiente (DS303), se envía el gas a la compresión MP donde se lo comprimirá nuevamente hacia la HP. En cuanto al agua, se la envía a tratamiento de agua empetrolada para arrojarla al mar. El separador DS303 está situado aguas abajo del separador DS 302. Recibe el petróleo que proviene del separador 2ª etapa y otros efluentes secundarios. Las bombas de petróleo GX301 A/B/C succionan el petróleo separado y alimentan los desaladores y luego el almacenamiento. En la salida de la cadena de tratamiento, el petróleo (T°