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• Emiliano Rodriguez

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INSTITUTO TECNOLOGICO DE VILLAHERMOSA SEPARADOR BIFASICO HORIZONTAL MATERIA Conducción y manejo de hidrocarburos

ALUMNOS Leslie Harumi Cauich Castillo Dariana Pérez Trinidad Eduardo Daniel Muñoz Rayo Farid Castilla Alcala Lizbeth Lopez Rodriguez Hector de Jesús Gomez Priego

MESTRA María de los Ángeles Rodríguez León

CARRERA Ingeniería Petrolera

Contenido Introducción ......................................................................... 3 ¿Qué es un separador? ........................................................ 4 ¿Por qué se llama así? .......................................................... 4 Funcionamiento General ...................................................... 5 Funcionamiento específico .................................................. 5 ¿Que separa el separador bifásico horizontal? .................... 7 Principio de separación ........................................................ 7 Etapas de separación ........................................................... 9 En qué momento se usa este separador ............................ 10 Mecanismos de seguridad .................................................. 11 Sistemas de alarmas ........................................................... 12 Instrumentos de control..................................................... 13 Conclusiones ...................................................................... 14 Bibliografía ......................................................................... 15

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Introducción Nosotros como petroleros debemos saber manejar el hidrocarburo en todas sus etapas, desde el momento que sale del subsuelo hasta cuando ya está listo para su distribución y venta, o al menos debemos de saber una idea de que es lo que pasa en cada una de esas áreas para que estar en la misma sintonía todo el equipo que trabaja en un fin en común. Una vez extraído el hidrocarburo de nuestro yacimiento y llevado a la superficie a nosotros nos llega con muchas impurezas y hecho toda una mezcla entre agua, crudo, gas, sedimentos, etc. para nosotros llegar a ese fin en común que queremos debemos de someter a diferentes procesos nuestro hidrocarburo es ahí en donde entra una palabra muy importante “separar” nosotros apenas llega el hidrocarburo a nuestra planta de procesamiento es redireccionado a un separador, dependiendo de qué es lo que nosotros queramos obtener y de las especificaciones del diseñista es que se le da paso a un separador bifásico es decir que separa líquidos de los gaseosos o a un separador trifásico que separa aceite, gas y agua, en ambos casos podemos llegar a encontrarlos de manera horizontal y vertical. En la presenta investigación nos centramos en el separador horizontal bifásico, se tocarán puntos de importancia como entrada saber que es, para que funciona, cuando usarlo, como es su mecanismo de separación y los equipos o instrumentos de seguridad que se usan para salvaguardar nuestra integridad al momento de trabajar con estos equipos de gran volumen.

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¿Qué es un separador? Recipiente cilíndrico o esférico que se utiliza para separar petróleo, gas y agua del flujo total de fluido producido por un pozo. Los separadores pueden ser horizontales o verticales. Se pueden clasificar en separadores bifásicos y trifásicos (comúnmente llamados separadores de agua libre). El tipo bifásico sólo trata petróleo y gas, mientras que el trifásico trata petróleo, agua y gas. Separador Bifasico Contenedor que separa los fluidos del pozo en gas y líquido total. 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. Separador Vertical se clasifican e horizontal y vertical únicamente por su orientación, es decir, de qué forma están acomodados.

¿Por qué se llama así? Se llaman o denominan “Separadores Bifásicos Horizontales”, debido a que son dispositivos de almacenamiento y tratamiento que físicamente se encuentran a 90° en la superficie en la cual se encuentran instalados; su disposición geométrica y mecánica es por diseño en posición horizontal para su funcionamiento.

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Así mismo son bifásicos porque trabajan de forma cilíndrica o esférica para separar petróleo y gas del flujo total de fluido producido por un pozo. Los separadores pueden ser horizontales o verticales. Se pueden clasificar en separadores bifásicos y trifásicos (comúnmente llamados separadores de agua libre). El tipo bifásico sólo trata petróleo y gas, mientras que el trifásico trata petróleo, agua y gas.

Además, los separadores se pueden clasificar según su presión operativa. Las unidades de baja presión manejan presiones de 10 a 180 psi [69 a 1241 kPa]. Los separadores de media presión operan de 230 a 700 psi [1586 a 4826 kPa]. Las unidades de alta presión manejan presiones de 975 a 1500 psi [6722 a 10.342 kPa]. La segregación gravitacional es la más importante que ocurre durante la separación, lo que significa que el fluido más pesado se decanta en el fondo y el fluido más liviano se eleva hacia la superficie. Asimismo, dentro del recipiente, el grado de separación entre el gas y el líquido dependerá de la presión operativa del separador, el tiempo de residencia de la mezcla de fluido y el tipo de flujo del fluido. El flujo turbulento permite que escapen más burbujas que el flujo laminar.

Funcionamiento General La separación de la producción comienza cuando los flujos del pozo ingresan de forma horizontal a un recipiente y golpean una serie de placas perpendiculares. Esto hace que el líquido caiga al fondo del recipiente, mientras que el gas se eleva hacia la parte superior. La gravedad separa los líquidos en petróleo y agua. Las fases de gas, petróleo y agua se miden individualmente a medida que salen de la unidad, a través de líneas de flujo de salida separadas. Los medidores mecánicos miden los fluidos; un medidor de orificio mide el gas. Ambos dispositivos requieren recalibración periódica.

Funcionamiento específico El fluido entra en el separador y se contacta con un desviador de ingreso, causando un cambio repentino en el impulso y la separación bruta inicial de líquido y vapor. La gravedad causa que gotas de líquido caigan de la corriente de gas al fondo del recipiente de recolección. Esta sección de recolección de líquido provee el tiempo de retención necesario para que el gas arrastrado evolucione del petróleo y suba al espacio de vapor. También provee volumen de oleada, si fuese necesario, para manejar los sobrepesos intermitentes de líquido.

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Luego el líquido sale del recipiente mediante una válvula de descarga de líquidos, que es regulada por un controlador de nivel. El controlador de nivel siente cambios en el nivel del líquido y controla la válvula de descarga. El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego horizontalmente por medio de la sección de asentamiento de gravedad sobre el líquido.

Mientras el gas fluye por esta sección, gotas pequeñas de líquido que no fueron separadas por el desviador de ingreso son separadas por la gravedad y caen a la interfaz de gas - líquidos. Algunas gotas son de un diámetro tan pequeño que no son fácilmente separadas en la sección de asentamiento de gravedad. Por lo tanto, antes que el gas salga del recipiente, pasa por una sección de fundición, o un extractor de neblina. Esta sección emplea aletas, malla de alambre, o placas para fundir y remover las gotas muy pequeñas. Un controlador abre y cierra la válvula de control de presión en la salida de gas para mantener la presión deseada en el recipiente. Normalmente, los separadores horizontales se operan llenados solamente hasta la mitad con líquidos para maximizar el área de interfaz de gas - líquidos.

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¿Que separa el separador bifásico horizontal? Como lo dice su nombre, este contenedor separa en dos los fluidos del pozo los cuales son en gas y líquido, donde el líquido (petróleo, emulsión) sale del recipiente por el fondo a través de una válvula de control de nivel o de descarga y 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. Siendo que el fluido más pesado se decanta en el fondo (la emulsión) y el fluido más liviano se eleva hacia la superficie (el gas). Asimismo, dentro del recipiente, el grado de separación entre el gas y el líquido dependerá de la presión operativa del separador, el tiempo de residencia de la mezcla de fluido y el tipo de flujo del fluido.

Principio de separación Las fuerzas de gravedad dominan el proceso de separación. Las gotas de líquido están bajo la influencia de varias fuerzas, siendo las principales: las fuerzas de gravedad y las originadas por el movimiento del gas. La velocidad del gas debe ser menor a la velocidad crítica, las fuerzas dominantes son las originadas por el movimiento del gas. Por lo tanto, cuando se diseña esta sección es necesario tratar de obtener una velocidad menor que la crítica. Esto, con el fin de lograr que las fuerzas de gravedad hagan caer las gotas y no sean arrastradas por el gas .

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En el diseño de separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que pueden encontrarse los fluidos y el efecto que sobre éstos puedan tener las diferentes fuerzas o principios físicos. Los principios fundamentales considerados para realizar la separación física de vapor, líquidos o sólidos son: el momentum o cantidad de movimiento, la fuerza de gravedad y la coalescencia. Toda separación puede emplear uno o más de estos principios, pero siempre las fases de los fluidos deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separación.

Momentum (Cantidad de Movimiento) 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 las partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase liviana, este fenómeno provoca la separación.

Fuerza de Gravedad Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, cuando la fuerza gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la fuerza de arrastre del fluido de gas sobre la gota. Estas fuerzas definen la velocidad terminal, la cual matemáticamente se presenta usando la Ec.

Coalescencia Las gotas muy pequeñas no pueden ser separadas por gravedad. Estas gotas se unen por medio del fenómeno de coalescencia, para formar gotas mayores, las cuales se acercan lo suficientemente como para superar las tensiones superficiales individuales y poder de esta forma separarse por gravedad.

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Etapas de separación • • • •

Sección Primaria Sección Secundaria Sección de Extracción de Neblina Segregación Final

1.- Sección Primaria La corriente de fluidos que entra al separador proviene a alta velocidad, lo que ocasiona una turbulencia entre la fase gaseosa y la fase líquida. Debido a esto, se debe disipar el gran impulso que posee la corriente de fluidos a la entrada del separador. Para reducir el impulso y disminuir la turbulencia se puede utilizar una placa desviadora o cualquier otra técnica la cual induzca una fuerza centrífuga al flujo con la cual se separen volúmenes de líquido del gas. 2.- Sección Secundaria El principio más importante de la separación en esta sección es la decantación del líquido por gravedad desde la corriente de gas, una vez reducida su velocidad. La eficiencia en esta sección depende de las propiedades del gas y del líquido, del tamaño de las partículas y del grado de turbulencia del gas. El grado de turbulencia debe ser reducido al mínimo, éste se mide por medio del número de Reynolds, algunos diseños incluyen desviadores internos para reducir la turbulencia y disipar la espuma. Los desviadores pueden actuar también como colectores de gotas.

3.- Sección de Extracción de Neblina Aquí se separan las minúsculas partículas del líquido que aún contiene el gas, la mayoría de los separadores utilizan, como mecanismo principal de extracción de neblina, la fuerza centrífuga o el principio de choque. En ambos métodos, las pequeñas gotas de líquido se separan de la corriente de gas en forma de grandes gotas (coalescencia), que luego caen a la zona de recepción de líquido. 4.- Segregación Final En esta etapa se procede a descargar los diferentes fluidos, gas libre de líquido y líquido libre de gas, a las condiciones de operación establecidas evitando la reagrupación de las partículas de las distintas fases y la formación de espuma. Para que esto ocurra es necesario un tiempo mínimo de retención de líquido y un volumen mínimo de alimentación. Puede colocarse un rompe vórtices sobre la(s) boquilla(s) de salida del líquido para prevenir el arrastre de gas o petróleo por el líquido residual.

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En qué momento se usa este separador El uso de este separador inicia cuando el fluido entra al separador y choca con el deflector interno causando la separación, a esto se le llama separación inicial del líquido y vapor, la fuerza de gravedad causa que el líquido se vaya hacia el fondo y el gas vaya hacia el domo del recipiente. La recolección de líquido en el fondo provee un tiempo de retención del cual ayuda a que los gases y líquidos encuentren el equilibrio a una presión.

Este tipo de separadores se utilizan cuando el caudal del líquido es muy fuerte, de lo contrario podría usarse un separador bifásico vertical. Las funciones del separador son: 1. Hacer una primera separación de fases entre los hidrocarburos de la mezcla. 2. Cuando el proceso de separación ocurre entre la fase gaseosa y líquida, la función del separador será refinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase gaseosa, y partículas del gas atrapadas en la fase líquida. 3. Liberar parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la líquida. 4. Descargar por separado la fase líquida y gaseosa, que salen del separador, con el objetivo de evitar que se vuelvan a mezclar, lo que haría que el proceso de separación sea de una baja eficiencia.

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Mecanismos de seguridad En caso de un mal funcionamiento del separador donde la presión se eleve a niveles peligrosos, estos dispositivos proporcionan un venteo de emergencia a la atmosfera. Para prevenir este tipo de fallas el separador se diseña con dos puntos débiles, una válvula de venteo y un disco de ruptura, estos dispositivos son activados en caso de sobre presión. De igual forma otros elementos importantes son los manómetros, termómetros y visores de nivel los cuales son indicadores numéricos en el equipo.

Válvula de venteo o de seguridad La válvula de alivio está ubicada en la parte superior del separador. Su salida es conectada a la línea de salida de gas, aguas debajo de la válvula de control automático. Cuando la válvula de venteo se abre, el gas es expu lsado.

Disco de ruptura Son unos dispositivos de alivio de presión sin cierre repetido del mecanismo, accionados por diferencia de presión entre el interior y exterior y diseñados para funcionar por estallido o venteo de un disco. Las condiciones que deciden la instalación de discos de ruptura en vez de válvulas de seguridad son: • • • •

Un aumento rápido de la presión La existencia de fluidos tóxicos cuyo escape por una válvula de seguridad no está permitido. Fluidos corrosivos que pueden causar un deterioro progresivo de las válvulas de seguridad. Fluidos que pueden depositar sólidos o gomas que interfieran el buen funcionamiento de las válvulas de seguridad.

Las principales ventajas de los discos de ruptura son que estos dispositivos aíslan completamente el fluido del lado externo de descarga y que son más económicos en su compra y mantenimiento.

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En contrapartida sus inconvenientes principales son la imposibilidad de nuevo cierre y la necesidad de detención del proceso en caso de ruptura, para la reposición de uno nuevo. Este último se supera combinando un disco de ruptura con una válvula de seguridad o instalando dos discos de ruptura en paralelo.

Válvula Check Está ubicada agua debajo de la válvula de venteo. 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.

Sistemas de alarmas Los separadores están provistos del siguiente sistema de alarmas. 1. LSH (Level Switch High) interruptor de alto nivel. 2. LSL (Level Switch Low) interruptor de bajo nivel. 3. PSH (Presure Switch High) interruptor por alta presión. La activación de algunos de los tres switch descritos provocan el cierre del separador, alarma sonora y visualización del problema en el respectivo panel. En algunos casos la activación de la alarma del separador puede ocasionar el cierre de otro equipo. LSH (Level Switch High) interruptor de alto nivel. Se presenta cuando el nivel de crudo activa el flotador interno de la vasija, el cual viene a ser empujado por este hacia arriba. Se da esta condición de seguridad con el fin de evitar un atascamiento de la vasija, que ocasionaría salida de crudo LSL (Level Switch Low) interruptor de 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 este instrumento; en la mayoría de los casos, se presenta por escaso volumen de crudo manejado por el separador, periodos de tiempo prolongado sin recibir carga. PSH (Presure Switch High) 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 condiciones del diseño del equipo.

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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 liquido en el separador, lo cual a su vez afecta la velocidad y el tiempo de retención de los dos fluidos.

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Conclusiones A forma de conclusión podemos decir en lo personal lo siguiente: •

Separan en una mezcla los líquidos de los gases.

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Se forma horizontal ayuda cuando nuestro hidrocarburo tiene mayor concentración de líquido que de gas.

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Su separación por etapas ayuda a tener una óptima separación de hidrocarburos al poner importancia incluso en la “neblina”.

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Su principio de separación inicialmente es por la placa de choque con la que se topa el hidrocarburo al introducirse al separador.

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A pesar de decir que la gravedad es la principal forma de separación, nosotros de manera personas descartamos un poco esto en este tipo de separador en específico ya que la gravedad con el paso del tiempo lo que separa principalmente seria (por densidades) el agua del aceite y en ese caso ya estaríamos hablando de un separador trifásico.

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Los instrumentos de seguridad con los que cuenta nos ayudan a tener un mejor control del mismo, ya que prácticamente es una bomba al ser una cámara serrada que maneja presiones sumamente altas.

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Bibliografía ➢ Rodríguez, M. (2006). DISEÑO Y EVALUACIÓN DE SEPARADORES BIFÁSICOS. Recuperado 10 de julio de 2020, de Oil Production website: http://oilproduction.net/cms3/files/Separadores%20Bifasicos%20y%20Trifasi co.pdf ➢ Schlumberger. Glossary.oilfield.slb.com. (2020). Consultada el 11 Julio del 2020, desde https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/s/separator.aspx?p=1#:~:text =Recipiente%20cil%C3%ADndrico%20o%20esf%C3%A9rico%20que,llama dos%20separadores%20de%20agua%20libre. ➢ Schlumberger. Glossary.oilfield.slb.com. (2020). Consultada el 11 Julio del 2020, desde https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/t/twophase_separator.aspx ➢ Schlumberger. Glossary.oilfield.slb.com. (2020). Consultada el 8 Julio del 2020, desde https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/s/separator.aspx?p=1#:~:text =Recipiente%20cil%C3%ADndrico%20o%20esf%C3%A9rico%20que,llama dos%20separadores%20de%20agua%20libre).

➢ Separador bifásico Schlumberger Oilfield Glossary. Glossary.oilfield.slb.com. (2020). Consultada el 8 Julio del 2020, desde https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/t/twophase_separator.aspx#:~:text=Contenedor%20que%20separa%20los%20fl uidos,ser%20horizontal%2C%20vertical%20o%20esf%C3%A9rico.&text=El %20gas%20sale%20por%20la,gotas%20de%20l%C3%ADquido%20del%2 0gas.

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➢ Germanier, M. (2006). Sistemas de seguridad en un separador. Julio 10, 2020, de Scribd Sitio web: https://es.scribd.com/document/288488802/Sistemas-de-Seguridad-de-UnSeparado

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