UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...
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I
II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
TEMA:
ESTUDIO DEL FUNCIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES
HORIZONTALES Y COMPORTAMIENTO FÍSICO DE LOS FLUIDOS
DENTRO DEL MISMO EN UNA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN.
CARATULA
Tesis de grado previa la obtención del título de Tecnólogo de Petróleos
Autor: Fernando Cumba
Director: Ing. Luis Alberto Calle
QUITO-ECUADOR
2009 - 2010
III
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.
JOSÉ FERNANDO CUMBA MACAS
C.I.: 171696890-2
IV
CERTIFICACIÓN
Certifico que la presente tesis de grado fue desarrollada en su totalidad por el señor
JOSÉ FERNANDO CUMBA MACAS.
ING. LUIS CALLE
DIRECTOR DE TESIS
VI
AGRADECIMIENTO
A la Universidad Tecnológica Equinoccial por su constante enseñanza y momentos
vividos en ella.
Al Ing. Luis Calle Director de Tesis por el apoyo y colaboración para la realización de
este trabajo, A la Universidad. A todo el equipo de Ingenieros y operadores muchas
gracias a todos por sus tutorías y tiempo invertido en la ilustración desinteresada y muy
comedida del siguiente tema de contenido.
VII
DEDICATORIA
El presente trabajo lo dedico a Dios, por darme salud y las fuerzas necesarias para
estudiar y culminar este primer pasó en mi carrera profesional.
A mi madre Libia Macas a quienes debo todo lo que soy, porque supo sembrar en mí
sus principios y solidaridad hacia los demás, enseñarme desde pequeño a luchar para
alcanzar mis metas, sin usted no hubiese podido hacer realidad este sueño.
A mi hija Alejandra que es fuente de mi inspiración.
De igual manera a mis hermanos quienes nunca dudaron que lograría este triunfo, y con
sus consejos supieron darme ánimos.
Cumba Fernando.
VIII
ÍNDICE GENERAL
CARÁTULA __________________________________________________________ II
DECLARACIÓN _____________________________________________________ III
CERTIFICACIÓN ____________________________________________________ IV
CARTA DE LA EMPRESA ______________________________________________ V
AGRADECIMIENTO _________________________________________________ VI
DEDICATORIA _____________________________________________________ VII
ÍNDICE GENERAL __________________________________________________ VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO ______________________________________________ IX
ÍNDICE DE GRÁFICOS ____________________________________________ XVIII
ÍNDICE DE FOTOS ________________________________________________ XVIII
ÍNDICE DE ECUACIONES ____________________________________________ XIX
ÍNDICE DE ANEXOS ________________________________________________ XIX
RESUMEN _________________________________________________________ XX
SUMMARY ________________________________________________________ XXI
IX
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPÍTULO I _________________________________________________________ 1
1. INTRODUCCIÓN ___________________________________________________ 1
1.1 Importancia práctica del Estudio ______________________________________ 1
1.2 Limitación del Estudio _____________________________________________ 2
1.3 Objetivos ________________________________________________________ 2
1.3.1 Objetivo General ______________________________________________ 2
1.3.2 Objetivos Específicos ___________________________________________ 2
1.4 Justificación del Estudio ____________________________________________ 3
1.4.1 Impacto Técnico ______________________________________________ 3
1.4.2 Impacto Académico ____________________________________________ 4
1.4.3 Viabilidad de la Propuesta _______________________________________ 4
1.5 Idea a Defender __________________________________________________ 4
1.6 Identificación de las Variables _______________________________________ 4
1.6.1 Variables Dependientes _________________________________________ 4
1.6.2 Variables Independientes ________________________________________ 5
1.7 Aspectos Metodológicos del Estudio __________________________________ 5
1.7.1 Diseño de Investigación _________________________________________ 5
1.7.1.2 Métodos de Investigación ____________________________________ 5
1.7.1.2.1 Método Deductivo ______________________________________ 5
1.7.1.2.2 Método Inductivo _______________________________________ 6
1.7.1.2.3 Método de Análisis _____________________________________ 6
1.7.1.2.4 Método de Síntesis __________________________________________ 6
X
1.7.1.2.5 Método Observacional ___________________________________ 6
1.8 ANÁLISIS DE DATOS ____________________________________________ 6
1.8.1 Método Cuantitativo ___________________________________________ 6
1.8.2 Método Cualitativo ____________________________________________ 6
1.9 Técnicas de Investigación ___________________________________________ 7
1.9.1 Revisión de literatura ___________________________________________ 7
1.9.2 Trabajo de campo ______________________________________________ 7
CAPÍTULO II _________________________________________________________ 8
2. INFLUENCIA DEL TIPO DE FLUIDO DE YACIMIENTO EN LA SELECCIÓN
DEL PROCESO DE SEPARACIÓN GAS – ACEITE _________________________ 8
Sobre la influencia del tipo de fluido de yacimiento se refiere más adelante. ________ 8
2.1 Composición del petróleo. __________________________________________ 8
2.2 Tipos de Petróleo__________________________________________________ 8
2.2.1 Petróleo crudo ________________________________________________ 8
2.2.2 Petróleo Agrio ________________________________________________ 8
2.2.3 Petróleo dulce ________________________________________________ 9
2.2.4 Petróleo de base asfáltica ________________________________________ 9
2.2.5 Petróleo de base mixta _________________________________________ 9
2.2.6 Petróleo de base nafténica _______________________________________ 9
2.2.7 Petróleo de base parafínica_______________________________________ 9
2.3 Clasificación del petróleo según su gravedad API _______________________ 10
2.4 Viscosidad del petróleo ___________________________________________ 10
2.5 Materiales contaminantes del crudo __________________________________ 12
XI
2.6 Importancia del tratamiento ________________________________________ 12
2.7 Clasificación y determinación del tipo de yacimiento ____________________ 12
2.7.1 Tipos de yacimientos (Diagrama de Fases). ________________________ 13
2.7.1.1 Yacimiento de aceite bajo saturado____________________________ 13
2.7.1.2 Yacimiento de aceite saturado. (Yacimiento casquete de gas) ______ 14
2.7.1.3 Yacimiento de condensado retrógrada o de gas y condensados. _____ 14
2.7.1.4 Yacimiento de gas _________________________________________ 14
2.7.1.5 Yacimiento de aceite volátil _________________________________ 15
CAPÍTULO III _______________________________________________________ 16
3. TIPOS DE SEPARADORES __________________________________________ 16
3.1 Descripción y Clasificación del Separador de Producción _________________ 17
3.1.1 Separador bifásico (gas-líquido) _________________________________ 17
3.1.2 Separador bifásico horizontal ___________________________________ 17
3.1.3 Ventajas de un separador bifásico horizontal _______________________ 18
3.1.3.1 Desventajas de un separador bifásico horizontal _________________ 19
3.1.3.2 Separador bifásico vertical __________________________________ 19
3.1.3.2.1 Ventaja de separador bifásico vertical _____________________ 19
3.2.3.2.2 Desventajas de un separador bifásico vertical _______________ 20
3.2.2 Separador trifásico (gas-petróleo-agua) ____________________________ 20
3.2.2.1 Separador trifásico horizontal ________________________________ 21
3.2.2.2 Separador trifásico vertical __________________________________ 22
3.3 Objetivo del Separador ____________________________________________ 23
3.4 Secciones de un Separador _________________________________________ 24
XII
3.4.1 Sección de separación primaria __________________________________ 24
3.4.2 Sección de separación secundaria o fuerzas gravitacionales ___________ 24
3.4.3 Sección de extracción de niebla __________________________________ 25
3.4.4 Sección de almacenamientos de líquidos __________________________ 25
3.5 Instrumentación del Separador de Producción __________________________ 26
3.5.1 Manómetros de presión diferencial _______________________________ 26
3.5.2 Válvulas ____________________________________________________ 27
3.5.2.1 Válvula de bola ___________________________________________ 27
3.5.2.2 Válvulas de 3 vías _________________________________________ 28
3.5.2.3 Válvulas de mariposa ______________________________________ 28
3.5.2.4 Válvula de retención (check) ________________________________ 29
3.5.3 Sensor de Alto Nivel __________________________________________ 30
3.5.4 Flotador ____________________________________________________ 31
3.6 Accesorios ______________________________________________________ 32
3.6.1 Conexiones bridadas __________________________________________ 32
3.6.2 Controles de nivel ____________________________________________ 33
3.6.3 Medición de nivel de líquido ___________________________________ 34
3.6.4 Indicadores visuales (level glass) ________________________________ 35
3.6.5 Indicadores de nivel con flotador ________________________________ 35
3.6.6 Consideraciones prácticas ______________________________________ 36
3.6.7 Válvulas de Control __________________________________________ 36
3.6.7.1 Capacidad _______________________________________________ 37
3.6.7.2 Características ___________________________________________ 37
3.6.7.3 Válvulas de control neumáticas ______________________________ 38
XIII
3.6.7.4 Acción de la válvula _______________________________________ 39
3.7 Control de Presión _______________________________________________ 40
3.7.1 Válvulas reguladoras de presión _________________________________ 40
3.8 Válvulas de Control de Presión de Gas _______________________________ 40
3.8.1 Válvulas de seguridad _________________________________________ 40
3.9 Separación de Aceite y Agua _______________________________________ 41
3.10 Presión de Trabajo Nominal de un Separador __________________________ 41
3.11 Sistema de Tratamiento de Crudo ___________________________________ 42
3.11.1 Emulsión __________________________________________________ 42
3.11.2 Estabilización y Ruptura de Emulsiones __________________________ 45
3.11.3 Mecanismos involucrados en la ruptura de una emulsión _____________ 46
3.11.4 Sedimentación ______________________________________________ 47
3.11.5 Floculación _________________________________________________ 47
3.11.6 Coalescencia ________________________________________________ 48
3.11.7 Envejecimiento de la interfase __________________________________ 48
3.11.8 Efecto de cationes ___________________________________________ 49
3.11.9 Efecto de la temperatura_______________________________________ 49
3.11.10 Efecto de un campo eléctrico __________________________________ 49
3.11.11 Efecto de la presencia de un sólido mojado _______________________ 50
3.11.12 Prevención ________________________________________________ 50
3.12 Propiedades de los Fluidos _______________________________________ 50
3.12.1 Densidad de los fluidos _______________________________________ 51
3.12.2 Gravedad específica de un líquido _______________________________ 52
3.12.3 Viscosidad de los fluidos _____________________________________ 53
XIV
3.12.3.1 Viscosidad cinemática _____________________________________ 53
3.12.3.2 Viscosidad dinámica ______________________________________ 54
3.12.4 Temperatura de operación _____________________________________ 54
3.13 Factores que intervienen en la Separación ____________________________ 54
3.13.1 Tiempo de residencia _________________________________________ 54
3.13.2 Presión de operación _________________________________________ 55
3.13.3 Velocidad del gas ____________________________________________ 55
3.13.4 Asentamiento_______________________________________________ 56
3.13.5 Tamaño de la partícula de líquido _______________________________ 56
3.13.6 Tamaño de la gota de agua en el aceite ___________________________ 56
3.13.7 Tamaño de la gota de aceite en el agua ___________________________ 57
3.13.8 Inyección de Químicos _______________________________________ 57
3.13.9 Bombas de inyección de químicos _______________________________ 58
3.14 Requisitos necesarios para el diseño de un separador ____________________ 59
3.15 Factores que intervienen en el diseño de un separador ___________________ 60
3.15.1 Sección de separación inicial ___________________________________ 60
3.15.2 Sección de las fuerzas gravitacionales ____________________________ 61
3.15.2.1 Importancia de la K. ______________________________________ 62
3.15.2.2 Densidad del gas ________________________________________ 64
3.15.3 Sección de extracción de neblina o coalescencia ____________________ 65
3.15.3.1 Flujo volumétrico del gas __________________________________ 66
3.15.3.2 Sección transversal para el área del flujo de gas ________________ 66
3.15.4. Sección de recepción de líquidos _______________________________ 66
3.15.4.1 Tiempo de retención ______________________________________ 66
XV
3.15.4.2 Volumen de retención del líquido en un separador bifásico vertical _ 67
3.15.4.3 Volumen de retención del líquido en un separador bifásico horizontal 68
3.15.4.4 Dimensionamiento de la altura en un separador bifásico Vertical ___ 68
3.15.4.5 Dimensionamiento del área en un separador bifásico horizontal ____ 70
3.16 Diseño de un separador bifásico vertical (Ejercicio No. 1) _______________ 72
3.17 Elementos Externos ______________________________________________ 79
3.17.1 Dos válvulas de mariposa con un actuador neumático _______________ 79
3.18 Operación _____________________________________________________ 79
3.18.1 Operación de Separadores en forma manual y automática ____________ 80
3.18.2 Operación del medidor de flujo de turbina ________________________ 81
3.18.3 Operación del actuador neumático a la entrada del separador _________ 82
3.18.4 Válvulas de drenaje de agua ___________________________________ 83
3.18.5 Válvula de control neumático __________________________________ 83
3.18.6 Válvula de descarga de crudo __________________________________ 83
3.18.7 Válvula de mariposa en la descarga de gas ________________________ 83
3.18.8 Sistema neumático de control __________________________________ 84
3.18.9 Operación del control proporcional _____________________________ 84
3.19 Arranque de un separador ________________________________________ 84
3.20 Fuera de servicio de un separador __________________________________ 84
3.21 Inundación del separador _________________________________________ 85
3.21.1 Causas: ___________________________________________________ 85
3.21.2 Trabajo a realizarse __________________________________________ 86
3.21.3 Soluciones prácticas __________________________________________ 88
XVI
CAPÍTULO IV _______________________________________________________ 89
4. APLICACIÓN DE CAMPO ___________________________________________ 89
4.1 Presión de flujo de los fluidos _______________________________________ 90
4.2 Consumo de químicos en el separador ________________________________ 91
4.3 Datos de operación del separador ____________________________________ 91
4.5 Etapa de separación _______________________________________________ 95
4.6 Etapa de medición de Petróleo ______________________________________ 95
4.7 Problemas especiales de una separación de petróleo y gas ________________ 96
4.7.1 Eliminación del gas del líquido __________________________________ 96
4.7.2 Eliminación de agua __________________________________________ 97
4.7.3 Separación del petróleo crudo y espumoso. _________________________ 97
4.8 Tiempo de residencia _____________________________________________ 98
4.9 Sistema gaseoso y líquido _________________________________________ 100
4.10 Operación del separador _________________________________________ 101
4.11 Condiciones de operación de un separador ___________________________ 102
4.12 Factores que influyen en la capacidad del separador ___________________ 103
4.12.1 Influencia de la presión ______________________________________ 103
4.12.2 Influencia de la temperatura __________________________________ 103
4.13 Ajustes de la rata de flujo recibido en el separador ____________________ 103
CAPÍTULO V _______________________________________________________ 104
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ___________________________ 104
5.1 Conclusiones ___________________________________________________ 104
5.2 Recomendaciones _______________________________________________ 105
XVII
BIBLIOGRAFÍA __________________________________________________ 107
SITIOS WEB _____________________________________________________ 107
CITAS BIBLIOGRÁFICAS __________________________________________ 107
ANEXOS ________________________________________________________ 108
XVIII
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 1. Diagrama de Fases ____________________________________________ 13
Gráfico 2. Curva densidad del agua _______________________________________ 52
Gráfico 3. Curva relación viscosidad con la densidad _________________________ 53
Gráfico 4. Dimensionamiento de un separador vertical según GPSA _____________ 69
Gráfico 5. Fluidos en el separador ________________________________________ 94
ÍNDICE DE FOTOS
Foto 1. Separador _____________________________________________________ 16
Foto 2. Separador Bifásico Horizontal _____________________________________ 18
Foto 3. Separador Bifásico Horizontal _____________________________________ 19
Foto 4. Manómetros de presión diferencial__________________________________ 27
Foto 5. Válvula de bola _________________________________________________ 28
Foto 6. Válvula de 3 vías________________________________________________ 28
Foto 7. Válvula de mariposa _____________________________________________ 29
Foto 8. Válvula de retención _____________________________________________ 30
Foto 9. Sensor de alto nivel ______________________________________________ 31
Foto 10. Flotador ______________________________________________________ 32
Foto 11. Conexiones bridas ______________________________________________ 33
Foto 12. Válvulas de control _____________________________________________ 37
Foto 13. Válvulas de control neumático ____________________________________ 39
Foto 14. Válvulas de seguridad ___________________________________________ 41
Foto 15. Inyección de químicos __________________________________________ 58
Foto 16. Bombas de inyección de químicos _________________________________ 59
XIX
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación 1: Gravedad especifica del petróleo _______________________________ 52
Ecuación 2. Velocidad critica del gas en un separador vertical __________________ 62
Ecuación 3. Diámetro del separador vertical ________________________________ 69
Ecuación 4. Altura para la capacidad del líquido _____________________________ 70
Ecuación 5. Área lateral para la capacidad del fluido __________________________ 70
Ecuación 6. Área total del separador horizontal __________________ 71
Ecuación 7. Diámetro del separador horizontal ______________________________ 71
Ecuación 8. Tiempo de Residencia. ______________________________________ 100
Ecuación 9. Tiempo de Residencia. ______________________________________ 100
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo I. Hoja de control diario 1 ________________________________________ 108
Anexo II. Hoja de control diario 2 _______________________________________ 110
Anexo III. Potenciales de pozo _________________________________________ 112
Anexo IV. Equipos del Separador _______________________________________ 113
XX
RESUMEN
Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de compuestos de
hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor diferentes, y otras
características. La corriente del pozo experimenta reducciones continuas de presión y
temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman de los líquidos, el vapor del
agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas,
neblina y gas libre. El gas lleva burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de gas. La
separación física de estas fases en una de las operaciones básicas de la producción, el
procesamiento, y el tratamiento de petróleo y gas. Los separadores de petróleo y gas
separan los componentes líquidos y de gas que existen en una temperatura y presión
específica, para eventualmente procesarlos en productos comerciables.
Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la corriente total de
líquidos y de tres fases si también separan la corriente líquida en sus componentes de
petróleo crudo y agua se toma en cuenta la posición del cilindro, habrá que reconocerlos
como verticales u horizontales.
El modelo consta de cámara receptora, cámara central y cámara final de captación y
tiene una flexibilidad que permite variar su longitud, profundidad, tipos de vertedores
de entrada y de salida, posición y penetración de la mampara así como el caudal de
operación.
XXI
SUMMARY
The fluids taken place in the bolster of the well are complex mixtures of made up of
hydrogen and carbon with densities and different pressures of vapor, and other
characteristics. The current of the well experiences continuous reductions of pressure
and temperature when it leaves the location. Gases are formed of the liquids, the vapor
of the water condenses, and it leaves of the current of the well it is changed liquid to
bubbles, fog and free gas. The gas takes liquid bubbles and the liquid takes bubbles of
gas. The physical separation of these phases in one of the basic operations of the
production, the prosecution, and the treatment of petroleum and gas. The separators of
petroleum and gas separate the liquid components and of gas that you/they exist in a
temperature and specific pressure, for possibly to process them in marketable products.
The separators are classified of two phases if they separate gas of the total current of
liquids and of three phases if they also separate the liquid current in their components of
raw petroleum and he/she is flooded he/she takes into account the position of the
cylinder, it will be necessary to recognize them as vertical or horizontal.
The pattern consists of camera receptora, central camera and final camera of reception
and he/she has a flexibility that allows to vary its longitude, depth, types of entrance
vertedores and of exit, position and penetration of the screen as well as the operation
flow.
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Existen muchas variedades de separadores, la mayoría de las unidades utilizadas en
campos petrolíferos son diseños convencionales, construidos en configuraciones
horizontales o verticales.
Los separadores horizontales son más eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero
tienen una capacidad limitada de oleada y algunas veces no entran fácilmente en las
plataformas petrolíferas. Los separadores verticales frecuentemente son especificados
para aplicaciones GOR altos o bajos. Ambas configuraciones emplean equipos
similares, incluyendo desviadores de ingreso, extractores de neblina, e interruptores de
vórtice.
1.1 Importancia práctica del Estudio
El objetivo fundamental dentro de un separador horizontal es de separar los fluidos
provenientes de los pozos que se encuentra en producción en sus tres fases (gas,
petróleo y agua), ya que son mezclas complejas de compuestos de hidrogeno y carbono,
los cuales se encuentran a una presión y temperatura especifica logrando incrementar y
mejorar la producción de petróleo en una estación de producción. Mediante la
tecnología que se ha desarrollado, estos equipos se encuentran automatizados para un
mejor rendimiento, tanto los separadores horizontales, verticales emplean equipos
similares, incluyendo desviadores de ingreso, extractores de neblina, e interruptores de
vórtice y otros elementos.
2
1.2 Limitación del Estudio
Los resultados que se obtengan a partir del presente trabajo serán dirigidos
exclusivamente a los técnicos del área de producción que manejan y dirigen este tipo de
equipos de separación, pues esta información estará basada en manuales y
procedimientos de separación de fluidos en estaciones de producción.
Solamente se trata de una recopilación de datos y equipos a utilizar, el cual termina en
una propuesta que permitirá escoger el método más apropiado para la separación de los
fluidos dentro de un separador trifásico y el beneficio que puede obtenerse en las
operaciones de campo y en el mejoramiento de la calidad del crudo.
1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivo General
Estudiar el funcionamiento y diseño de los separadores de producción y el
comportamiento de los fluidos dentro de un separador de producción.
1.3.2 Objetivos Específicos
Estudiar la influencia del tipo de fluido del yacimiento en el proceso de separación.
Detallar los equipos internos y externos de un separador de producción.
Estudiar el funcionamiento de un separador de producción
Estudiar el comportamiento de los fluidos dentro de un separador horizontal
trifásico y el tratamiento que se da a estos.
3
1.4 Justificación del Estudio
El presente trabajo pretende mejorar la producción de crudo, mejorando la calidad del
crudo para la venta en el mercado internacional y su refinación, dentro de una estación
de producción operada por Petroproducción. Se debe tener en cuenta la existencia de
pozos con alta producción de sólidos y bajo corte de agua, también se pretende
minimizar los impactos ambientales por la emisión de gases en una separación.
Este trabajo se orienta a establecer elementos de juicio para que las empresas
mantengan un riguroso manejo en las operaciones de producción, con el objetivo de
mejorar la calidad de crudo y separar sólidos, agua y gas en un alto porcentaje. Por estas
razones la elaboración de este documento beneficiará a muchas empresas petroleras de
nuestro país.
1.4.1 Impacto Técnico
Este trabajo tiene el objetivo de permitir al personal técnico dar a conocer los elementos
principales dentro y fuera de un separador así como el comportamiento de los fluidos
dentro de un separador trifásico, antes y después de las operaciones de separación. En
este estudio se busca también beneficiar a las Compañías Operadoras y productoras de
petróleo, explicando los beneficios que se pueden conseguir con la aplicación de un
método de separación adecuado.
4
1.4.2 Impacto Académico
Este documento podrá ser una guía de consulta y de referencia para estudiantes de las
Escuelas de petróleo de las diferentes Universidades del Ecuador y para técnicos que
estén relacionados a la producción de petróleo.
1.4.3 Viabilidad de la Propuesta
Este documento está basado en manuales, planificación y diseños de separadores
trifásicos horizontales, que rigen en una estación de producción en donde es una
información técnica autorizada para su uso correspondiente.
1.5 Idea a Defender
Si se realiza el estudio del funcionamiento y comportamiento de los fluidos en un
separador trifásico horizontal esta dará excelentes resultados de producción e
incrementará la producción de un pozo y su vida útil y poder contar por primera vez con
datos precisos de producción y así reducir el costo en las operaciones.
1.6 Identificación de las Variables
1.6.1 Variables Dependientes
Tipo de pozo.
Tipos de fluidos que se va ha producir.
Presión de trabajo del separador
5
Tasa de entrada del fluido.
Tamaño y forma del separador.
Temperatura de trabajo del separador
1.6.2 Variables Independientes
Volúmenes de gas, petróleo, agua.
Densidad del fluido.
Viscosidad del fluido.
Presiones del fluido.
Temperaturas del fluido.
1.7 Aspectos Metodológicos del Estudio
1.7.1 Diseño de Investigación
Este documento se enfoca dentro de un diseño explicativo-observacional.
1.7.1.2 Métodos de Investigación
El presente documento se realizará basándose en estudios bibliográficos, investigativos
y de campo mediante los siguientes métodos.
1.7.1.2.1 Método Deductivo
Se toma como punto de partida los conocimientos relacionados a separadores de
producción.
6
1.7.1.2.2 Método Inductivo
Se selecciona todos los parámetros que puedan beneficiar a las Compañías Operadoras,
explicando la separación de los fluidos dentro de un separador de tres fases.
1.7.1.2.3 Método de Análisis
Este método será de utilidad para revisión y análisis de la información de los datos que
entregan los separadores al momento de que la carga de petróleo ingrese a estos.
1.7.1.2.4 Método de Síntesis
Este método se aplica en la estructura de la tesis.
1.7.1.2.5 Método Observacional
Se toma muy en cuenta la experiencia de campo de los técnicos que supervisan estas
operaciones.
1.8 ANÁLISIS DE DATOS
En este caso se utiliza los siguientes métodos:
1.8.1 Método Cuantitativo
Este método es de utilidad para la revisión, análisis y tabulación de la información que
entrega los separadores de producción.
1.8.2 Método Cualitativo
Se tiene en cuenta las características de calibración de los diferentes equipos de
separación.
7
1.9 Técnicas de Investigación
1.9.1 Revisión de literatura
Revisión de Norma, manuales de planificación y diseños de separadores trifásicos
horizontales.
1.9.2 Trabajo de campo
Se desarrolla el estudio investigativo directamente en una estación de producción Se
realiza una consulta directamente con los técnicos especialistas en la producción de
pozos.
CAPÍTULO II
8
CAPÍTULO II
2. INFLUENCIA DEL TIPO DE FLUIDO DE YACIMIENTO EN LA
SELECCIÓN DEL PROCESO DE SEPARACIÓN GAS – ACEITE
Sobre la influencia del tipo de fluido de yacimiento se refiere más adelante.
2.1 Composición del petróleo.
El petróleo es una mezcla líquida de varios componentes donde predominan los
hidrocarburos sólidos, y gaseosos que se encuentran en suspensión en los líquidos, es
decir el petróleo es una mezcla química no definida. Por estudios experimentales se dice
que el petróleo tiene (83-87%) de carbono y del (11-14%) de hidrogeno.
2.2 Tipos de Petróleo
Dentro de los tipos de petróleo que existe se tiene:
2.2.1 Petróleo crudo
Es el petróleo que aún no ha sido sometido a procesamiento, y que parte de sus
componentes naturales contiene agua, sales e impurezas procedentes del yacimiento o
del medio de transpone utilizado.
2.2.2 Petróleo Agrio
Es el petróleo que contiene alto porcentaje de azufre (más del 1%).
9
2.2.3 Petróleo dulce
Es aquel que contiene muy poco azufre (menos del. 1%).
2.2.4 Petróleo de base asfáltica
Este petróleo contiene poco o nada de cera parafina. Pero se compone de materia
asiática en grandes proporciones.
2.2.5 Petróleo de base mixta
Contiene tanta cera parafina como materia asiática.
2.2.6 Petróleo de base nafténica
Los productos que se obtienen de los crudos nafténicos se conocen generalmente por
sus bajos puntos de fluidez en los intervalos de medio destilado y de lubricación. Las
gasolinas son normalmente buenas, los kerosene malos y los lubricantes actúan en
forma favorable en los procesos de extracción y tratamiento.
2.2.7 Petróleo de base parafínica
Son hidrocarburos parafínicos con alto porcentaje de cera parafínica y producen
lubricantes y diesel de alta calidad. Los hidrocarburos parafínicos y nafténicos se hallan
presentes junto con ciertas proporciones de hidrocarburos aromáticos.
10
2.3 Clasificación del petróleo según su gravedad API
Relacionándolo con su gravedad API el American Petroleum Institute clasifica el
petróleo en "liviano", "mediano", "pesado" y "extrapesado".
Crudo liviano o ligero: tiene gravedades API mayores a 31,1 °API.
Crudo medio o mediano: tiene gravedades API entre 22,3 y 31,1 °API.
Crudo pesado: tiene gravedades API entre 10 y 22,3 °API.
Crudo extrapesado: gravedades API menores a 10 °API.
2.4 Viscosidad del petróleo
La viscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo, resultante de los efectos
combinados de la cohesión y la adherencia. También puede definirse como la oposición
de un fluido a las deformaciones tangenciales. Un fluido que no tiene viscosidad se
llama fluido ideal, en realidad todos los fluidos conocidos presentan algo de viscosidad,
siendo el modelo de viscosidad nula una aproximación bastante buena para ciertas
aplicaciones.
La viscosidad es una característica de todos los fluidos, tanto líquidos como gases, si
bien, en este último caso su efecto suele ser despreciable, están más cerca de ser fluidos
ideales.
Cabe señalar que la viscosidad sólo se manifiesta en fluidos en movimiento, ya que
cuando el fluido está en reposo adopta una forma tal en la que no actúan las fuerzas
tangenciales que no pueden existir.
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La unidad en el sistema CGS para la viscosidad dinámica es el poise (p), cuyo nombre
homenajea a Jean Louis Marie Poiseuille. Se suele usar más su submúltiplo el
centipoise (cp). El centipoise es más usado debido a que el agua tiene una viscosidad de
1,0020 cp a 20 °C.
El poise o centipoise (0,01 poises) se define como la fuerza requerida en dinas para
mover un plano de un centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área y separado
un centímetro de distancia entre sí y con el espacio relleno del líquido investigado, para
obtener un desplazamiento de un centímetro en un segundo.
1 poise = 100 centipoise = 1 g/(cm·s) = 0,1 Pas.
1 centipoise = 1 LmPas.
La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener 0,2 hasta más de 1.000
centipoise.
La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos en los
aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La
viscosidad, se obtiene por varios métodos y se le designa por varios valores de
medición. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los
crudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a crudos pesados
y extrapesados.
12
2.5 Materiales contaminantes del crudo
Las impurezas como el azufre que es el más común se presenta como ácido sulfúrico y
está en mayor proporción en los petróleos pesados hasta un 3%, seguido del oxígeno
con un 2% y finalmente el nitrógeno con un 0.05%, además de estas impurezas existen
los metálicos, siendo los más comunes el vanadio, níquel, cobre, cobalto, molibdeno,
plomo, bromo, magnesio, arsénico y trazas de cloruro de sodio con un porcentaje del
(0.01-0.03%).
El agua contribuye a la corrosión de equipos y tuberías, las sales presentes cloruro de
sodio, calcio, magnesio, produce ácidos por hidrólisis y reaccionan con el acido
sulfúrico, provocando ineficiencia en la transferencia de calor para el fraccionamiento
del petróleo.
2.6 Importancia del tratamiento
Cuando el petróleo se exporta, su precio se castiga según el volumen de impurezas, tales
como el agua y otros residuos anteriormente mencionados. En caso de que se envíe a
una planta de refinación con un alto contenido de sales y agua, este causará graves
daños e ineficiencia en el equipo.
2.7 Clasificación y determinación del tipo de yacimiento
Se tiene diversos procedimientos ampliamente conocidos para clasificar los yacimientos
aquí se toma uno de los métodos más importantes y se detalla a continuación:
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2.7.1 Tipos de yacimientos (Diagrama de Fases).
La clasificación de los tipos de yacimientos, pueden realizarse con el diagrama de fases
que relaciona presión vs temperatura que se presenta en la siguiente Gráfico.
Gráfico 1. Diagrama de Fases
Fuente: Klever Quirog
Elaborado por: Fernando Cumba.
2.7.1.1 Yacimiento de aceite bajo saturado
Los fluidos encontrados en estos yacimientos, se encuentran en estado monofásico, es
decir en forma líquida debido a que la temperatura del yacimiento está por debajo de la
temperatura crítica y la presión por debajo de la presión de burbuja, la composición del
petróleo fiscal es completamente diferente de la composición a la presión y temperatura
del yacimiento debido a la liberación del metano, etano y propano. En estos yacimientos
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la relación gas-petróleo en solución permanece constante desde la presión de burbuja
hasta la presión inicial, y no existe gas libre en el yacimiento.
2.7.1.2 Yacimiento de aceite saturado. (Yacimiento casquete de gas)
Los fluidos encontrados en estos yacimientos se encuentran en estado bifásico, es decir
líquido (Petróleo) y gas, la temperatura se encuentra por debajo de la temperatura crítica
y la presión bajo la presión de burbuja. La relación gas petróleo en solución disminuye
con la disminución con la presión en donde existe gas libre.
2.7.1.3 Yacimiento de condensado retrógrada o de gas y condensados.
En estos yacimientos, los fluidos están en fase gaseosa por que la temperatura excede a
la crítica cuando, debido a la extracción, se alcanza la presión de rocío, se inicia la
condensación del líquido en donde estos yacimientos producen petróleo cuyas
gravedades especificas son superiores a 45° API, La temperatura de estos yacimientos
está entre la temperatura cricondetermica y la temperatura crítica, y la presión está sobre
la presión de rocío.
2.7.1.4 Yacimiento de gas
Estos yacimientos, se encuentran en estado monofásico, es decir gas; la temperatura es
superior a la temperatura cricondetermica, la cual se conserva durante toda la vida
productora del yacimiento, ya que la temperatura del yacimiento es mayor que la
cricondetermica.
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2.7.1.5 Yacimiento de aceite volátil
En estos yacimientos, los fluidos están en una zona de transición entre el aceite y el gas
se mantiene en equilibrio. Su temperatura es ligeramente inferior a la crítica.
CAPÍTULO III
16
CAPÍTULO III
3. TIPOS DE SEPARADORES
En primera instancia es conveniente aclarar que la primera clasificación está en función
del número de fases que separa; se les llama separadores BIFÁSICOS (cuando separan
dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre se deberá especificar las
fases que entran en juego. Se conoce como separadores TRIFÁSICOS a los que se
diseñan para separar tres fases (agua, petróleo y gas); y tetrafásicos, aquellos en los
cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección para la separación de la espuma que
suele formarse en algunos tipos de fluidos.
Foto 1. Separador
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
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3.1 Descripción y Clasificación del Separador de Producción
El separador de producción separa fases: agua, petróleo y gas, con la diferencia que este
separador recibe la producción de todos los campos, es de mucho mayor capacidad que
el separador de prueba, pero tienen los mismos componentes internos y externos que un
separador de prueba; a diferencia del medidor de nivel, tiene el flotador dentro del
separador y es un sistema de control on-off, y no proporcional como en el separador de
prueba. En su parte interna tiene el mismo sistema de baffles que el separador de
prueba, y en su parte externa el mismo sistema nivel y el mismo sistema de seguridad.
3.1.1 Separador bifásico (gas-líquido)
Son equipos utilizados para separar corrientes de gas y liquido provenientes
directamente de los pozos, en donde la corriente de gas es la más fácil de separar y en
mayor proporción eliminada. En esta primera etapa el gas alcanza el equilibrio con la
presión del separador, separándose con mayor facilidad de acuerdo al tiempo de
retención, que varía de 30 segundos a 3 minutos; y las fases agua y petróleo se
encuentran mezclados, mientras que los sedimentos son asentados en el fondo y
separados dependiendo de la clase de separador.
3.1.2 Separador bifásico horizontal
El fluido entra al separador y choca con el deflector interno causando la separación, a
esto se le llama la 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
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recolección de líquido en el fondo provee un tiempo de retención, el cual ayuda a que
los gases y líquidos encuentren el equilibrio a una presión.
Foto 2. Separador Bifásico Horizontal
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
3.1.3 Ventajas de un separador bifásico horizontal
Son más fiables cuando existen problemas, como grandes volúmenes de
líquido, crudos espumosos y presencia de emulsiones.
Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales.
Son más económicos que los verticales.
Son más fáciles de instalar que los verticales.
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3.1.3.1 Desventajas de un separador bifásico horizontal
No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales
sólidos como arena, sólidos y lodos pues son difícil de limpiar este tipo de
separadores.
El control de nivel de líquido es más crítico que en los verticales.
Foto 3. Separador Bifásico Horizontal
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
3.1.3.2 Separador bifásico vertical
Tiene la misma descripción que el separador horizontal pero este se encuentra
posicionado en forma vertical.
3.1.3.2.1 Ventaja de separador bifásico vertical
El control de nivel de líquido no es crítico, puesto que se puede emplear un
flotador vertical, logrando que el control de nivel sea más sensible a los
cambios.
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Se recomienda para el uso de flujos de pozos con alto contenido de lodo,
arena o cualquier material solido y son más fáciles de mantenerlos limpios.
Son recomendables para crudos espumosos.
Son recomendables para flujos de pozos con bombeo neumático.
Hay menos tendencia de re vaporización de líquidos.
3.2.3.2.2 Desventajas de un separador bifásico vertical
Son más costosos que los horizontales.
Son más difíciles de instalar que los verticales.
Se necesita un diámetro mayor para manejar la misma cantidad de gas.
3.2.2 Separador trifásico (gas-petróleo-agua)
Estos separadores comúnmente llamados eliminadores de agua libre, además de separar
el gas, separan el líquido en aceite y agua no emulsionados en el aceite por diferencia
de densidades de acuerdo al tiempo de retención, que varía de 3 segundos a treinta
minutos, dependiendo del tipo de aceite contenido en el recipiente, y se deposita en un
espacio donde no hay turbulencia.
Además de las secciones y dispositivos con que cuentan los separadores de líquido y
gas, el separador de tres fases tiene las siguientes características y accesorios especiales.
Una capacidad de líquidos suficiente para proporcionar el tiempo de retención
necesario para que se separe el aceite y el agua.
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Un sistema de control para la interfase agua-aceite.
Dispositivo de descarga independiente para el aceite y el agua.
Si el aceite y el agua están mezclados con un cierto grado de intensidad que permite su
separación por efecto de la gravedad, entonces, aparece en la parte inferior del
recipiente una capa de agua relativamente limpia, cuyo crecimiento sigue con el tiempo
una tendencia como la que se muestra después de un tiempo de 3 a 20 minutos, el
cambio en la altura de la capa de agua es despreciable. La fracción de agua así obtenida
es llamada “agua libre”, y el separarla del aceite y de la emulsión trae beneficios como
son:
Requerimientos mínimos de calor en el tratamiento.
Menores etapas en el proceso de deshidratación.
Disminución en los costos de operación.
3.2.2.1 Separador trifásico horizontal
En la figura 10 el fluido entra y choca con el deflector o mampara para llevar a cabo una
separación y eficiente, el diseño tiene un bajante o placa desviadora que conecta el flujo
del líquido debajo de la interfase gas-aceite y la proximidad de la interfase aceite-agua.
La sección de recolección del líquido del tanque provee suficiente tiempo para que el
aceite y el agua se separen por gravedad, como el agua libre es más pesada, esta queda
en el fondo del recipiente y el aceite y la emulsión en la parte superior.
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En un separador horizontal el vertedero mantiene y controla el nivel de aceite, haciendo
que el aceite se desborde por el vertedero y caiga en un depósito, en donde la altura del
aceite está gobernada por una válvula de control de nivel, se acciona cuando éste
alcanza el valor apropiado, manda una señal neumática a la válvula para que se abra y
cuando baja el nivel, la válvula controladora de nivel se cierra, de igual manera se opera
la de nivel de agua. Es otra configuración en donde existe un vertedero y un depósito
único en donde se elimina el uso del controlador de la interfase del líquido. Aquí el
aceite se desborda por un vertedero y cae a un depósito en donde la altura del aceite está
gobernada por un controlador de nivel que opera la válvula de descarga del aceite,
mientras que el agua libre fluye por debajo del depósito de aceite y después se desborda
por un vertedero a una altura menor que la del aceite, la cual está supervisada por un
controlador de nivel.
El gas fluye en dirección a un extractor de niebla, que su función es no dejar pasar
partículas de agua, el cual al llegar a una presión mayor que la del tanque, esta se abre y
manda el flujo hacia la siguiente etapa.
3.2.2.2 Separador trifásico vertical
El flujo entra al recipiente chocando con un deflector donde se separa la mayor
cantidad de gas, además dispone también de un dispositivo que desvía el liquido por
debajo de la interfase gas-aceite hasta las cercanías de la interfase aceite-agua, de aquí
el aceite se eleva y el agua libre atrapada en la fase aceite se separa por diferencia de
densidades.
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El primer método es un control de nivel, el cual usa un flotador móvil que controla la
interfase gas- aceite y opera una válvula de descarga del aceite en la sección del aceite,
además se utiliza un flotador que controla la interfase aceite-agua y regula y conmuta
una válvula de drenaje de agua en este método se maneja arena y sólidos.
El segundo método mostrado usa un vertedero para controlar el nivel de la interfase
gas-aceite a una altura constante, con lo que se provoca una mejor separación aceite-
agua, ya que todo el aceite debe subir a la altura de la represa del aceite antes de salir
del separador.
El tercer método usa dos vertederos con lo que se elimina la necesidad de un flotador de
interfase, ya que el nivel de la interfase se controla por la altura relativa entre el
vertedero externo de agua y el vertedero del aceite, ó por las alturas relativas de salidas.
La ventaja de este último elimina el control del nivel de interfase y la desventaja es que
necesita una tubería externa adicional y mayor espacio.
3.3 Objetivo del Separador
Un recipiente bien diseñado hace posible una separación del gas libre y de los diferentes
líquidos. Por ende, el objetivo es cumplir con las siguientes funciones:
Permitir una primera separación entre los hidrocarburos, esencialmente líquidos y
gaseosos.
Refinar aún más el proceso, mediante la recolección de partículas líquidas
atrapadas en la fase gaseosa.
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Liberar parte de la fracción gaseosa que pueda permanecer en la fase líquida.
Descargar, por separado, las fases líquida y gaseosa, para evitar que se puedan
volver a mezclar, parcial o totalmente.
3.4 Secciones de un Separador
Un separador consta de las siguientes secciones (Ver figura 8 y 9).
Sección de separación primaria.
Sección de separación secundaria.
Sección de extracción de niebla.
Sección de almacenamiento de líquidos.
3.4.1 Sección de separación primaria
Comprende la entra de los fluidos al separador. En esta sección se separa la mayor
cantidad de líquido de la corriente de gas y se reduce la turbulencia del flujo. La
separación del líquido en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección del
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, la
cual induce una fuerza tangencial al flujo permitiendo la separación.
3.4.2 Sección de separación secundaria o fuerzas gravitacionales
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
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debe ser mínima. En este caso la velocidad del gas se reduce apreciablemente en
consecuencia la corriente de gas sube a una velocidad reducida.
En esta sección se usa tabiques o extractores de niebla con el fin de controlar la
formación de espumas y la turbulencia, en donde la eficiencia de la separación depende
de las propiedades físicas del gas y líquido, del tamaño de las gotas de líquido
suspendidas en el flujo de gas, y del grado de turbulencia.
3.4.3 Sección de extracción de niebla
Aquí se separan las minúsculas partículas de líquido que aún contiene el gas, después de
haber pasado por las dos secciones anteriores. En esta parte del separador se utilizan los
efectos del choque y fuerzas centrifugas como mecanismos de separación. Mediante
estos mecanismos se logra que las pequeñas gotas de liquido cohalescan entre sí y
formen gotas más grandes de liquido, que caen y se drenan a través de un conducto a la
sección de acumulación de líquidos El extractor de nieblas está constituido
generalmente por un conjunto de veletas o aspas, por alambre entretejido, o por tubos
ciclónicos.
3.4.4 Sección de almacenamientos de líquidos
Los líquidos separados en las secciones anteriores se acumulan en la parte inferior del
separador, en donde se requiere un tiempo mínimo de retención, el cual es el tiempo en
el que el líquido y el gas alcanzan el equilibrio con la presión del separador. Se necesita
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un volumen mínimo de alimentación, en especial cuando el flujo es intermitente,
además debe tener la instrumentación adecuada para controlar el nivel de líquido en el
separador, la cual está formada por controlador indicador de nivel, un flotador y válvula
de descargo.
Aparte de las cuatro secciones antes descritas, el separador debe tener dispositivos de
seguridad como una válvula de seguridad, un tubo desviador de seguridad y controles
de contrapresión adecuados.
3.5 Instrumentación del Separador de Producción
Comprende los manómetros, las válvulas, medidores de nivel, accesorios, conexiones
que a continuación se describen:
3.5.1 Manómetros de presión diferencial
Son los instrumentos que sirven para medir la diferencia de presiones entre dos partes
del proceso. Este tipo de instrumentos consta de dos cámaras de recibo, en el interior de
las cuales existen unos fuelles, que son llenados en fábrica con líquido transmisor no
corrosivo. Los manómetros de presión diferencial pueden ser de aguja o registradores
según las necesidades de operación.
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Foto 4. Manómetros de presión diferencial
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
3.5.2 Válvulas
Las válvulas que presenta el sistema de separadores es el siguiente;
3.5.2.1 Válvula de bola
Esta válvula emplea una bola para impedir el flujo de fluido a través de la válvula. La
válvula está atravesada por un agujero cilíndrico. Cuando el agujero está alineado al
tubo, se permite el flujo.
Al hacer que la bola gire 90º, su superficie completa impide el flujo de fluido, estas
válvulas son de apertura rápida, necesitando solamente un cuarto de giro para abrir y
cerrar completamente.
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Foto 5. Válvula de bola
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Fernando Cumba.
3.5.2.2 Válvulas de 3 vías
En algunas aplicaciones de válvulas es necesario controlar dos flujos con una sola
válvula, estas válvulas intervienen típicamente en el control neumático del separador de
prueba.
Foto 6. Válvula de 3 vías
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Fernando Cumba.
3.5.2.3 Válvulas de mariposa
El cuerpo está formado por un anillo cilíndrico dentro del cual gira transversalmente un
disco circular, la válvula puede cerrar herméticamente mediante un anillo de goma
colocado en el cuerpo. Un servomotor exterior puede accionar el eje del giro del disco y
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ejerce su par máximo cuando está totalmente abierta (en control todo - nada se
considera 90° y en control continuo 60º a partir de la posición de cierre ya que la última
parte del giro es bastante inestable), siempre que la presión diferencial permanezca
constante. En la sección de la válvula es importante considerar las presiones
diferenciales correspondientes a las posiciones de completa apertura y cierre, se necesita
una fuerza grande del actuador para accionar la válvula en caso de una caída de presión.
Las válvulas de mariposa se emplean para el control de grandes caudales de fluidos a
baja presión.
Foto 7. Válvula de mariposa
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Fernando Cumba.
3.5.2.4 Válvula de retención (check)
Sirven para controlar el sentido del flujo, se usan cuando es necesario que un fluido
atraviese el sistema en un solo sentido. Cuando la corriente fluye en el sentido
apropiado permanece abierta la válvula. Cuando se invierte la corriente, la válvula se
cierra automáticamente por causa de la presión de fluido contra la válvula. La presión
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proveniente de la corriente de sentido correcto empuja el elemento de la válvula a su
posición abierta. La corriente de sentido contrario la cierra el elemento de la válvula.
Foto 8. Válvula de retención
Fuente: Petroproducción.
Elaborado por: Fernando Cumba.
3.5.3 Sensor de Alto Nivel
Se encuentra localizado en la entrada de fluido, tiene un flotador que activa al sensor
cuando el liquido pasa de una altura límite y, automáticamente se cierra la válvula de
entrada de fluido al separador, al mismo tiempo se abre la válvula del by pass y el fluido
sin ser separado va directamente al tanque de lavado; en este caso este sensor solo
funciona cuando hay un exceso de fluido dentro del separador.
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Foto 9. Sensor de alto nivel
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
3.5.4 Flotador
Este flotador tiene un sensor neumático que se activa cuando se carga y se descarga el
separador y funciona de la siguiente manera:
Se llena el separador se separan las fases gas, petróleo agua; el gas sale por el drenaje de
gas, el petróleo tratado de descarga, se abre automáticamente la válvula de diafragma y
descarga el petróleo a los wash tank, y el agua se drena a las piscinas.
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Foto 10. Flotador
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
3.6 Accesorios
A Continuación se describe los accesorios.
3.6.1 Conexiones bridadas
Los accesorios bridados son accesorios para tubos fraguados o fundidos como los
ilustrados en la figura. La brida es un aro o anillo situado en el extremo del accesorio
que se conecta con otra sección. Las secciones de tubo se fabrican también de los
extremos bridados, las bridas se unen por medio de pernos, es posible esmerilar y pulir
la superficie de las bridas para que queden lisas y planas. Es siempre necesario que la
convección quede a prueba de goteos y de escapes de presión. Las piezas por conectar
se juntan con tornillos; se coloca una empaquetadura entre las superficies maquinadas
para asegurar un sello impermeable. El procedimiento requiere piezas limpias, la
correcta alineación y adecuado soporte de los tubos, la correcta inserción de las
empaquetaduras, y el correcto apriete de los tornillos.
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Foto 11. Conexiones bridas
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
3.6.2 Controles de nivel
Los fluidos en la producción de líquidos hacen incrementar el nivel del líquido en el
separador. El control de nivel del líquido evita que este sea muy alto o muy bajo.
El control de nivel del líquido mantiene un sello líquido, evitando que el gas se escape
por la salida de los líquidos. La mayoría de los controles de nivel utilizan un flotador o
desplazador, para controlar la válvula de desfogue regulando de esta manera el nivel del
líquido.
El movimiento de abajo hacia arriba del flotador se transmite hacia la válvula de
desfogue a través de un sistema de niveladores, cuando el flotador se mueve liada abajo,
la válvula niveladora va hacia arriba. Cuando la válvula niveladora va hacia arriba la
válvula se cierra.
Al ajustar los tornillos de torniquete, la distancia entre los niveladores puede cambiar
controlando el nivel de líquido en el separador. Si al empacar el flotador, los ejes del
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pivote de la válvula están demasiado apretados la válvula de desfogue no se abrirá
fácilmente. Si la válvula de desfogue no opera libremente, el flotador se puede pegar en
una posición alta, y el separador se puede vaciar. Si el flotador se pega en una posición
baja, el separador se llenará.
Elaborado por: Fernando Cumba
Fuente: Petroproducción
3.6.3 Medición de nivel de líquido
De la medición de variables más importantes, la del nivel es una de ellas, ya sea en
procesos continuos, semicontínuos, o de conjunto, es importante para determinar y
controlar la cantidad de material en procesos físicos o químicos. Para controlar la
capacidad de los separadores. etc.
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Tenemos indicadores visuales, indicadores de nivel con flotador cinta y palanca;
medición de nivel basado en presión hidrostática, método manométrico, método de la
caja de diafragma, método de purga de gas o aire, medición de nivel a presión estática
en recipientes cenados a presión.
3.6.4 Indicadores visuales (level glass)
El tipo de indicador de nivel visual más común es el de tubo de vidrio o cristal con sus
extremos conectados a bloques metálicos y cerrados por prensaestopas, que están
unidos al separador generalmente mediante tres válvulas: dos de cierre de seguridad en
los extremos del tubo, para impedir el escape del líquido en caso de rotura del cristal, y
una válvula de purga.
Este tipo de indicadores deben resistir la presión de operación, lo que significa que el
espesor de la pared, el material y el tamaño sean adecuados para las condiciones de
operación (7kg/cm2). Para presiones altas se recomienda niveles de vidrio plano
montados en marcos metálicos.
3.6.5 Indicadores de nivel con flotador
Para medir la interfase o superficies de separación de dos líquidos no miscibles cuando
se emplea flotadores se escogerá un flotador sobre el líquido más denso (agua), y que se
sumerja en el menos denso (petróleo), el flotador subirá o balará de acuerdo como varíe
el nivel.
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Como se trata de un nivel de tanque cerrado (separador) donde la presión es mayor que
la atmosférica, se utiliza el medidor de nivel de palanca y flotador, el movimiento del
flotador es transmitido a un pequeño relé e interruptor neumático que envía una señal a
una válvula, a un indicador de nivel o a un sistema de alarma.
3.6.6 Consideraciones prácticas
Cuando se va a poner en operación un cristal de nivel y el fluido que está adentro del
separador tiene temperatura alta, deben abrirse las válvulas de bloqueo poco a poco y
debe esperarse un tiempo suficiente para que el cristal vaya adquiriendo lentamente la
temperatura, cuando esta operación no se realiza se corre el peligro de que el vidrio se
quiebre con el consiguiente peligro de quemaduras o incendios.
3.6.7 Válvulas de Control
En los sistemas de control de procesos los elementos de control final son los
componentes que regulan el flujo del medio controlador de modo tal que la variable de
proceso se mantenga en un punto deseado, por consiguiente su papel e importante, en
muchos casos la selección, desempeño y mantenimiento del elemento de control final
determinará si el circuito de control, rendirá o no un desempeño satisfactorio.
El más usado en la mayoría de los casos y en especial en este campo el demento final es
la válvula de control.
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Una válvula de control es un orificio de área variable para regular un flujo de acuerdo a
los requerimientos de un proceso. Hay tres rasgos importantes en su uso: capacidad,
características y relación de rango.
Foto 12. Válvulas de control
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
3.6.7.1 Capacidad
Más comúnmente llamado Cv, el cual se define como el número de galones de agua a
60°F, que puede pasar a través de la válvula durante un minuto, con una caída de
presión de una libra y a una presión fija.
3.6.7.2 Características
Es la relación entre el flujo que pasa a través de la válvula y el recorrido de esta, se
considera que la válvula de 0 a 100% de sus recorrido, manteniendo una presión
constante, sin embargo como esta condición no se cumple, ya que a medida que la
válvula va cerrándose, la caída de presión aumenta, esta cambia de denominación y
recibe el nombre de característica efectiva. Lo más común de las características es: igual
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porcentaje lineal y apertura rápida. Lo de igual porcentaje significa un cambio de
porcentaje de flujo igual al porcentaje de cambio de recorrido de la válvula, la
característica lineal significa igual cambio en el flujo para igual cambio en la posición
de la válvula en todo su recorrido y, la característica de apertura rápida significa un
cambio muy rápido en el flujo. En algunos casos hasta 50% en el primer 10% de
recorrido.
3.6.7.3 Válvulas de control neumáticas
Las válvulas de control neumático son activadas por las señales de salida de aire de los
controladores, la señal proviene del controlador entra a la caja del impulsor sobre el
diafragma. Aquí la válvula se encuentra en posición “sin aire”. Cuando la presión de la
señal del controlador aumenta el diafragma, baja con una fuerza igual a la presión de
aire multiplicada por el área del diafragma, y a medida que el diafragma desciende el
resorte se comprime hasta crear una fuerza hacia arriba igual y opuesta, en este punto
cesa el movimiento y tanto el vástago como el tapón están en posición de equilibrio,
para cada señal del controlador diferente habrá una posición correspondiente del tapón.
El tapón estará a una distancia específica diferente de su asiento para cada presión de
aire sobre el diafragma.
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Foto 13. Válvulas de control neumático
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
3.6.7.4 Acción de la válvula
La acción de la válvula se define generalmente como “aire - a- cerrado” o “aire- a –
abierto”, estos términos significan que un incremento de presión del aire actúa sobre el
área efectiva del diafragma cerrará o abrirá la válvula, dependiendo de esto el tipo del
impulsor que se emplee y la relación tapón - perímetro del asiento. Las válvulas se
dividen en válvulas de acción directa y acción inversa. Los primeros cierran al aplicas
aire sobre el diafragma o se abren al quitarlo por la acción del resorte las válvulas de
acción inversa se abren al aplicar aire sobre el diafragma y se cierran al quitarlo. El que
se escoja aire -a- cerrado o aire -a- abierto depende de cuál es la posición segura que se
desea que tome la válvula en caso de falta de la presión de aire o señal neumática.
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3.7 Control de Presión
3.7.1 Válvulas reguladoras de presión
Estas válvulas están ajustadas para una cierta presión por medio de la tensión inicial
sobre los resortes. Cuando la presión en la línea o sistema disminuye, la válvula se
mueve de nuevo, existe también en otro tipo que al elevar la presión, la válvula se abre
aliviando el sistema y se cerrarán cuando falta presión en el diafragma.
También existen válvulas reguladoras de presión que están previstos de sellos de rangos
de presión conocidos que al incrementar presión en el sistema el sello se rompe
aliviando la presión de esta forma.
3.8 Válvulas de Control de Presión de Gas
3.8.1 Válvulas de seguridad
Las válvulas de seguridad están diseñadas para aquellos servicios en los que se requiere
que la válvula se cierre rápidamente en casos de emergencia, se emplean en sistemas de
distribución de gas combustible en los cuales una disminución de presión de gas podría
apagar algunos quemadores, o en los separadores para aliviar las presiones.
41
Foto 14. Válvulas de seguridad
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
3.9 Separación de Aceite y Agua
Cuando existe agua generalmente se produce una emulsión de alta viscosidad, y se trata
de romper rápidamente en un separador de tres fases el tiempo necesario para separar el
agua, debe ser siempre chequeado; en fluidos viscosos se dan largos tiempos de
residencia en el separador, o se usará químicos para demulsionarlos.
3.10 Presión de Trabajo Nominal de un Separador
La presión de trabajo es una presión calculada teóricamente y que nos sirve para la
construcción de un separador. La presión nominal está marcada en la tarjeta dada por el
fabricante está en base de la presión de trabajo. En la práctica un separador es fabricado
con presiones nominales que varían entre 40 a 3500 psi, los separadores de alta presión
van de 2500 hacia arriba. Un separador nunca puede operarse sobre la presión nominal,
caso contrario se abren las válvulas de seguridad; y si no, se rompe el disco de ruptura.
42
El disco de ruptura va a romperse con el 110% de presión para seguridad. La válvula de
seguridad se abre a la presión nominal.
Las pruebas se hacen con el 150% de la presión nominal en la fabricación, y se hace una
prueba hidrostática cada 5 años.
Para conseguir un flujo con un tiempo de retención o residencia:
Diámetro del separador longitud del separador
Nivel del aceite
3.11 Sistema de Tratamiento de Crudo
3.11.1 Emulsión
Una emulsión es una combinación de dos líquidos que normalmente no se mezclan,
como el aceite y el agua, Una emulsión frecuentemente se forma de la combinación
química y física de agua y crudo.
La emulsión se rompe cuando se eliminan las pequeñas gotas de agua que contiene el
petróleo.
La emulsión no es tan simple. El origen de las emulsiones está en la formación en donde
se encuentra el petróleo, desde los poros de la roca en el reservorio, junto a la trampa de
agua, el agua se encuentra en la misma formación con el petróleo, pero el agua está
43
generalmente debajo del petróleo. En un pozo de petróleo, el petróleo y el agua se
producen conjuntamente; en corriente dos tipos de agua:
El agua libre.
El agua emulsificada.
El agua libre es cuando las partículas de crudo que se encuentra en el agua, luego de 5
minutos de asentamiento, se separan; pero el agua emulsificada es cuando quedan en el
crudo pequeñas gotas suspendidas de agua después de 5 minutos de asentamiento.
Agua libre: Fácilmente separada de la fase de petróleo.
Agua emulsificada: tendencia a permanecer en la fase de petróleo en pequeñas gotas.
Una emulsión es técnicamente definida como un sistema heterogéneo consistente de un
líquido inmiscible disperso en forma de gotitas en otro líquido. El tamaño de las gotas
son de 0.1 milímetros de diámetro. Tales sistemas poseen una estabilidad limitada
incrementada por sólidos o surfactantes. Un surfactante es un agente activo superficial.
Químicamente esto es una molécula con dos segmentos. Cada uno tiene diferentes
propiedades químicas.
El proceso de demulsificación de agua en el crudo requiere le energía y un surfactante.
El surfactante en el crudo emulsionado actúa para que la emulsión sea separada.
Como el petróleo y el agua se producen de la misma formación se mezclan y también
por la acción de las bombas, válvulas y choque hace, que el agua forme pequeñas gotas
44
dispersas en el petróleo. Este tipo de emulsión se la denomina emulsión continua (agua
en el petróleo) o (0/W), o normal:
El tratamiento de la emulsión continuo de crudo es la función mas importante en el
tratamiento del petróleo, remover el agua del petróleo es indispensable para reducir el
inicio de corrosión en la línea de tubería: se realiza una prueba de agua y sedimentos, y
es generalmente aceptable en límites de 0.1% a 5%, siempre que exista tiempo
suficiente para que la emulsión se separe. El proceso consiste en tres pasos:
Floculación: es el proceso de juntar en grupos las gotitas pequeñas de agua que están
suspendidas en el crudo.
Coalescencia: es el proceso de unir el conjunto de gotas en una sola más grande.
Asentamiento: al unir estas gotas más grandes por efecto de decantación el agua se
asienta en el fondo y así queda demulsificado el crudo
¿Por qué remover el agua del crudo?
El crudo contiene una proporción de agua superior al nivel aceptable en - general
inferior al 1%). El agua proviene del mismo ya o de las diferentes operaciones de
recuperación, inyección de agua).
La presencia de agua en el crudo es indeseable no solo porque es una impureza sin valor
sino más que todo porque el agua contiene sales inorgánicas tales como cloruros
45
sulfatos, carbonatos de sodio caldo o magnesio, susceptibles de provocar la corrosión de
las instalaciones de transporte y refinación.
El agua puede provenir del acuífero inferior, de migración lateral o de una zona
superior, en ambos casos un daño en el casing o una fuga o perforación en el tubo de
producción puede permitir una penetración adicional de agua.
La emulsión se forma en fondo de pozo, en el tubo o en las operaciones de transpone
superficial.
3.11.2 Estabilización y Ruptura de Emulsiones
Al someter una mezcla de agua y aceite a una fractura, se produce una dispersión de una
fase en la otra. Si ninguna sustancia estabiliza esta dispersión. Esta se rompe
rápidamente al dejarla en reposo. La diferencia de densidad de las dos fases produce una
segregación gravitacional; las gotas de la fase dispersa se desplazan. Se juntan y
coalescen.
La separación consiste esencialmente en una sedimentación y está regida por la ley de
Stokes que depende de la diferencia de densidad de los fluidos, de la viscosidad de la
fase externa y del tamaño de las gotas.
Prácticamente todos los crudos contienen sustancias susceptibles de poseer propiedades
emulsionantes: asfáltenos, resinas, ácidos nafténicos, otros ácidos, mercaptanos. Bases
nitrogenada. etc.
46
3.11.3 Mecanismos involucrados en la ruptura de una emulsión
Diferentes etapas:
La ruptura de una emulsión involucra diferentes etapas que se clasifican según su
carácter físico y químico. Una forma de estudiar las diferentes etapas es observar la
coalescencia de una y otra en una interfase plana:
Primero la gota se acerca de la interfase plasta debido al empuje de Arquímedes. Su
acercamiento está frenado por las fuerzas viscosas de fricción. Esta etapa corresponde a
la sedimentación, Al acercarse la gota de la interfase se producen oscilaciones y
deformaciones debido a la energía cinética traída por la gota. Una parte de la fase
externa se encuentra atrapada en forma de película entre la gota y la interfase. Se dice
que la gota ha floculado y que falta la última etapa de drenaje de la película para que
coalesca.
La tercera etapa o coalescencia requiere al drenaje lateral de la película de fase continua
hasta que sea suficientemente delgada para romperse, efectúa la coalescencia
propiamente dicha es decir la transferencia de masa total o parcial de la gota (mayor
curvatura=mayor presión) hacia el otro lado de la interfase.
En el proceso de coalescencia, el proceso lento es el drenaje de la película que culmina
por la ruptura.
47
3.11.4 Sedimentación
La sedimentación gravitacional está regida por la ley de stokes, que permite calcular la
velocidad “y” de sedimentación.
La ley de stokes da la velocidad terminal de sedimentación de una esfera sólida en un
medio infinito y toma como base la igualdad entre el peso de la gota y la fuerza de
fricción viscosa.
Los problemas de sedimentación pueden volverse muy severos para crudos pesados o
extrapesados. Una forma de reducir el problema es calentar la emulsión ya que el
aumento de temperatura produce una disminución de la viscosidad del aceite y a
menudo un aumento de la diferencia de densidad.
Sin embargo el calentamiento tiene tendencia en producir fenómenos de convección que
pueden contrarrestar la sedimentación; por eso se deberán diseñar aparatos destinados a
reducir el efecto de la convección.
3.11.5 Floculación
La floculación es la aglomeración de las gotas en agregados irregulares en los cuales se
puede siempre reconocer las gotas individuales. La floculación no es un fenómeno
irreversible y las gotas pueden volverse independientes de nuevo si se somete el
floculado a una agitación suave (mucho menor que la requerida para formar la
emulsión).
48
La floculación permite que se formen agregados de tamaño mucho mayor a lo de las
gotas y que por lo tanto puedan sedimentarse más rápidamente. Por otra parte las gotas
floculadas están en contacto (aún lejano) y pueden eventualmente coalescer si las
circunstancias son favorables.
3.11.6 Coalescencia
Una emulsión no se considera rota hasta tanto las gotas hayan coalescido. La
coalescencia es un fenómeno irreversible en el cual las gotas pierden su identidad. En la
mayoría de los casos la coalescencia es la etapa lenta del de ruptura de una emulsión; en
estos casos es la velocidad de coalescencia que determina la estabilidad de una
emulsión, la coalescencia puede producirse solamente si pueden vencer las barreras
energéticas asociadas con las capas de emulsionante absorbido y la película de fase
continua entre las dos gotas.
3.11.7 Envejecimiento de la interfase
A medida que la interfase envejece, es más difícil separarla; esto quiere decir que
cuando más „vieja” Una emulsión, más estable es.
Por otra parte esto significa que el tratamiento para romper una emulsión debe
efectuarse lo antes posible. Incluso en forma preventiva, es decir antes que se produzca
la emulsión.
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3.11.8 Efecto de cationes
Tienen tendencia a producir una compactación de películas adsorbidas.
Efecto de los agentes demulsionanes.
Los agentes demulsionantes son sustancias surfactantes susceptibles de inmiscuirse en
la interfase y desplazar parcial o totalmente los surtactantes naturales.
3.11.9 Efecto de la temperatura
La temperatura puede influenciar varios de los fenómenos mencionados. Al disminuir la
viscosidad un aumento de temperatura facilita la floculación, tiende a reducir la rigidez
de las películas interfaciales y a desestabilizarlas. Pero también produce una aceleración
del proceso de formación de dichas películas ya que aumenta el valor del coeficiente de
difusión de los surfactantes naturales.
3.11.10 Efecto de un campo eléctrico
Cuando una gota de agua está ubicada dentro de un campo eléctrico intenso. Se produce
un dipolo inducido en el sentido contrario. La deslocalización de carga somete la gota a
un esfuerzo de elongación en la dirección del campo.
50
3.11.11 Efecto de la presencia de un sólido mojado
A poner en contacto una emulsión W/O con una fase sólida mojada por el agua, las
gotas de agua tienen tendencia a adherirse a la superficie y extenderse sobre ella.
Al hacer pasar una emulsión a través de un medio poroso cuya superficie está mojada
por la parte dispersa, se promueve la coalescencia de las gotas. La salida del medio
poroso la fase coalescida puede eventualmente volver a dispersarse. Pero esta vez en
forma de gotas de gran diámetro cuya separación gravitacional no presenta problemas.
3.11.12 Prevención
Conocemos que el factor más importante para que se forme una emulsión es, por lo
tanto, por causa del bombeo, transporte y expansión de fluidos producidos. La mejor
forma de deshidratar es evitar que se produzca una emulsión, o por lo menos reducir al
máximo las condiciones que favorezcan la formación de emulsiones. A saber, la
producción conjunta de varios fluidos y la agitación o fractura. En todo caso se tratará
de eliminar las causas de agitación o turbulencia como codos y restricciones, Conviene
usar tubería de amplio diámetro para mantener el número de Reynolds a un valor bajo.
3.12 Propiedades de los Fluidos
Cuando se diseña un separador, es necesario tomar en cuenta ciertos factores y
propiedades asociados con los fluidos que van a ser procesados. Entre ellos están los
siguientes:
51
Las tasas de flujo mínima y máxima del líquido y del gas.
La temperatura y la presión de operación del separador.
Las propiedades de los fluidos, tales como: densidad, viscosidad y corrosividad.
La presión de diseño del separador.
El número de fases que debe manejar la unidad, por ejemplo: líquido-gas
(separador bifásico) o crudo-agua-gas (separador trifásico).
Las impurezas que pueden estar presentes en los fluidos, como arena, parafina y
otras.
La tendencia de los fluidos a formar espuma y su impacto en la corriente aguas
abajo.
El efecto de la velocidad de erosión.
3.12.1 Densidad de los fluidos
La densidad es la relación entre la masa y el volumen de la sustancia, teniendo en
cuenta esta relación se puede concluir que entre más masa tenga un cuerpo en un mismo
volumen, mayor será su densidad. Esto se aplica a los petróleos gaseosos teniendo como
base la densidad del agua como se puede apreciar en la tabla Nº 1.
En donde esto permite la separación más rápida o lenta del fluido. En la tabla Nª 2
Según esta curva, la densidad máxima del agua es a 4°C, es decir al estado líquido, y a
0°C, al estado sólido, es menor. Para comprender esta propiedad supóngase que por
efecto del calor externo, la masa sólida comienza a fundirse.
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En esta transformación, un número relativamente pequeño de moléculas adquiere
energía cinética suficiente como para que se rompan sus enlaces de hidrógeno.
Gráfico 2. Curva densidad del agua
Fuente: Propiedad de fluidos
Realizado por: Fernando Cumba
3.12.2 Gravedad específica de un líquido
La gravedad específica de un líquido es definida como la relación de la densidad del
líquido sobre la densidad del agua, ambas densidades calculadas a una misma
temperatura y a una misma presión; matemáticamente se expresa de la manera
siguiente:
Ecuación 1: Gravedad específica del petróleo
Fuente: Propiedad de fluidos
Realizado por: Fernando Cumba
53
3.12.3 Viscosidad de los fluidos
La viscosidad es la mayor o menor capacidad que tiene un fluido en desplazarse a través
de la roca almacén o a través de una tubería. La viscosidad está en función directa de la
densidad si la densidad es mayor, es menor el grado API y si la densidad es menor es
mayor el grado API. Esta varía de acuerdo a las condiciones físicas del yacimiento y es
así que la viscosidad disminuye cuando la temperatura aumenta y cuando la proporción
de gas disuelto se incrementa la viscosidad aumenta con la presión.
Gráfico 3. Curva relación viscosidad con la densidad
Fuente: Propiedad de fluidos
Realizado por: Fernando Cumba
3.12.3.1 Viscosidad cinemática
Es la relación entre la viscosidad absoluta y la densidad, por consiguiente la viscosidad
cinemática depende de la presión. En el sistema métrico se mide en Stokes, cuya
unidad es cm2/seg, en el sistema ingles la unidad es, pie
2/seg.
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3.12.3.2 Viscosidad dinámica
Viscosidad absoluta: Representa la viscosidad dinámica del líquido y es medida por el
tiempo en que tarda en fluir a través de un tubo capilar a una determinada temperatura.
Sus unidades son el poise o centipoise (gr/seg Cm), siendo muy utilizada a fines
prácticos.
3.12.4 Temperatura de operación
Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del pozo debe
calentarse hasta 50°C como mínimo. De ser necesario, se debe realizar un calentamiento
previo. Ya que como se vió anteriormente depende directamente de la densidad y
viscosidad. Si la temperatura es muy baja, la viscosidad del petróleo es muy alta y se
dificulta notablemente la separación de fases, es decir, el ascenso del petróleo desde el
seno de la fase acuosa, así como la formación y el descenso de las gotas de agua desde
la fase de petróleo. Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del
pozo debe calentarse hasta 50°C como mínimo.
3.13 Factores que intervienen en la Separación
De entre los factores que intervienen en la separación existen:
3.13.1 Tiempo de residencia
Es el tiempo en donde el líquido y el gas alcanzan el equilibrio con la presión del
separador el cual las moléculas de gas, agua y petróleo se separan mediante las fuerzas
de gravedad, Para garantizar un tiempo de residencia adecuado para cada una de las
55
fases líquidas (petróleo y agua), se calcula el volumen necesario del separador,
considerando los caudales de cada fase que se pretende separar.
Los niveles del fluido se controlan mediante válvulas de control de nivel. En el caso del
nivel de petróleo, este se encuentra a la altura del bafle, ya que resbala por encima del
mismo hacia el cajón de petróleo. En el caso del nivel de agua, por ser ésta la fase más
pesada de las tres, se debe controlar la altura de la interfase petróleo-agua.
3.13.2 Presión de operación
En muchos casos, para garantizar una presión de operación adecuada, se establece un
control de presión con una válvula de control en la línea de salida de gas.
En los casos en que los pozos no posean gas, la presión se mantiene con un sistema de
gas de blanketing. Este sistema de blanketing consta de una válvula autorreguladora
ajustada a la presión correspondiente.
3.13.3 Velocidad del gas
Para garantizar una velocidad de gas adecuada, se sobre dimensiona al separador,
considerando el flujo transversal de gas en el equipo, la sección que se requiere para
lograr la separación gas-líquido. Esto determina, junto con otras consideraciones, el
diámetro del separador.
56
3.13.4 Asentamiento
En la separación de tres y dos fases las partículas de líquido se separan de la corriente
de gas a contraflujo de este. Las partículas de líquido descienden por la acción de la
gravedad, se aceleran hasta que la fuerza de arrastre se equilibra con la fuerza
gravitacional para que posteriormente las partículas de líquido continúen descendiendo
a una velocidad constante.
3.13.5 Tamaño de la partícula de líquido
El propósito del extractor de niebla en el separador es eliminar la máxima cantidad de
partículas del líquido que arrastra la corriente de gas, antes de salir del separador. Por
experiencia de campo se tiene, que en la sección de separación de gas se elimina
partículas de 100 micras de diámetro, el extractor de niebla no se inundara y por tanto,
se podrá separar partículas con diámetro de 10 a 100 micras.
3.13.6 Tamaño de la gota de agua en el aceite
Es difícil predecir el tamaño de la fase de aceite para coincidir con la definición de
“aceite libre” y menos que se tenga datos disponibles de laboratorio o de campo, en el
diseño de los separadores se supone una separación de gotas de agua de 500 o más
micras de diámetro. Si se aplica este criterio, la emulsión tratada por el equipo corriente
abajo tendrá del 5 al 10% de agua y no requerirá químico excesivo.
57
3.13.7 Tamaño de la gota de aceite en el agua
La separación de gotas de aceite en agua es más fácil que la separación de gotas de agua
en aceite. La viscosidad del aceite es de 5 a 20 veces mayor que la del agua. El
principal objetivo es separar la mayor cantidad de aceite para su posterior refinación. La
experiencia de campo indica que el contenido de aceite en el agua producida de un
separador trifásico diseñado para eliminar el agua del aceite puede esperarse que esté
entre algunos cientos y 2000 mg/l
3.13.8 Inyección de Químicos
La inyección de químicos en especial desmulsificantes permite la coalescencia
(formación y crecimiento) de las gotas, favoreciendo la separación de las fases de
petróleo y agua. Sin desemulsionante, y para valores de caudal cercanos a los de diseño,
el espesor de la interfase y la estabilidad de la emulsión petróleo-agua pueden interferir
seriamente con la performance deseada para el separador.
58
Foto 15. Inyección de químicos
Fuente: Petroecuador
Realizado por: Fernando Cumba
3.13.9 Bombas de inyección de químicos
Es un sistema de inyección de químicos que utiliza la fuerza mecánica de motores de
desplazamiento positivo para dar movimiento a los fluidos (químicos) y de esta forma
sean desplazados hasta el interior del separador para que se mezclen con el petróleo y
evite la formación de escala, corrosión, emulsiones, etc.
59
Foto 16. Bombas de inyección de químicos
Fuente: Petroecuador
Realizado por: Fernando Cumba
3.14 Requisitos necesarios para el diseño de un separador
Para satisfacer las funciones que debe cumplir un separador, es necesario tomar en
cuenta los siguientes puntos:
La energía que posee el fluido al entrar al recipiente debe ser controlada.
Las tasas de flujo de las fases líquida y gaseosa deben estar comprendidas dentro
de ciertos límites, que serán definidos a medida que se analice el diseño. Esto
hace posible que inicialmente la separación se efectúe gracias a las fuerzas
gravitacionales, las cuales actúan sobre esos fluidos, y que se establezca un
equilibrio entre las fases líquido-vapor.
La turbulencia que ocurre en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada.
La acumulación de espuma y partículas contaminantes debe ser controlada
Las fases líquida y gaseosa no se deben poner en contacto una vez separadas.
60
La salida de los fluidos necesitan estar provistas de controles de presión y/o
nivel.
Las regiones del separador donde se pueden acumular sólidos deben, en lo
posible, tener las previsiones para la remoción de esos sólidos.
El separador requiere válvulas de alivio, con el fin de evitar presiones excesivas,
debido a diferentes causas, por ejemplo: líneas obstaculizadas.
El separador debe estar dotado de manómetros, termómetros, controles de nivel,
visibles; para hacer, en lo posible, revisiones visuales.
Es conveniente que todo recipiente tenga una boca de visitas, para facilitar la
inspección y mantenimiento.
3.15 Factores que intervienen en el diseño de un separador
De entre los factores que intervienen se tiene:
3.15.1 Sección de separación inicial
Como anteriormente se mencionó, la sección inicial es prácticamente la entrada de la
mezcla hacia el tanque, en donde la mezcla (Gas-liquido) tiene una velocidad
apreciable, por este motivo se hace necesario usar dispositivos llamados deflectores el
objetivo de este es proporcionar un cambio rápido en la dirección velocidad y
aceleración del fluido a la entrada para que se produzca la separación de gas y liquido
en la primera sección.
Los deflectores pueden ser de tipo baffle o tipo ciclónico, los primeros trabajan por
agitación mecánica y se diseñan en forma de placa, ángulo, cono o semiesfera, los
61
segundos trabajan mediante fuerzas centrifugas se caracterizan por una entrada de
alrededor de 20 pies por segundo en una chimenea cuyo diámetro cercano a 2/3 del
diámetro del separador. El diseño de estos dispositivos se basa fundamentalmente en
que deben resistir la carga que origina el impacto de los fluidos a la entrada del
separador.
Las gotas del líquido cuando chocan contra los deflectores las gotas de líquido caen en
un ángulo de 45º desde la entrada de los fluidos del separador situada en su parte
superior, a la interfase gas-liquido.
3.15.2 Sección de las fuerzas gravitacionales
Las fuerzas de gravedad dominan el proceso de separación. Las gotas de líquido están
sometidas a la influencia de varias fuerzas, siendo la principal, la de gravedad y las
originadas por el movimiento del gas. Las fuerzas de flotación son pequeñas, si la
turbulencia es controlada.
Existe una velocidad crítica del gas. Cuando se trabaja por debajo de ella, las fuerzas de
gravedad controlan el movimiento del caso. Por consiguiente, al diseñar esta sección es
necesario tratar de obtener una velocidad menor que la crítica, con el fin de lograr que
las fuerzas de gravedad hagan caer las gotas de líquido y que éstas no sean arrastradas
por el gas. Esto indica que para obtener las dimensiones de esta sección, es fundamental
poder calcular lo mejor posible este parámetro.
62
La velocidad crítica se puede predecir mediante las relaciones que se derivan de la ley
de caída de Newton, la cual se expresa de la forma siguiente: La velocidad crítica se
puede predecir mediante las relaciones que se derivan de la ley de caída de Newton, la
cual se expresa de la forma siguiente:
Ecuación 2. Velocidad critica del gas en un separador vertical
Fuente: Ingeniería del gas.
Realizado por: Fernando Cumba.
Donde:
K: Constante de Sounders y Brown.
3
3
3.15.2.1 Importancia de la K.
El valor constante K, es uno de los parámetros que mayor relevancia tienen en el
momento de predecir el comportamiento de los fluidos de un recipiente. En donde es el
valor que acerca o aleja las predicciones del funcionamiento real del sistema.
A pesar de que, al comienzo, el valor de K atendía a la deducción matemática de la
fórmula, es la experiencia de campo y las mejoras tecnológicas que se les introducen a
los diseños lo que ha venido adaptando este parámetro comportamiento real de los
recipientes. En la práctica, lo que suelen hacer los fabricantes es diseñar el extractor de
niebla y ajustar en el campo el valor correspondiente para predecir los resultados reales.
63
Por esa razón, se suelen encontrar unidades pequeñas garantizadas para manejar
cantidades de gas muchos mayores de lo esperado. Al utilizar velocidades críticas más
altas que las resultantes del uso directo de la fórmula, los separadores eran de diámetros
más pequeños.
Cada fabricante tiene sus propias consideraciones para todos los fines, donde se
manejan dos consideraciones principales:
La primera de ellas es la que utiliza la Asociación de Productores y Procesadores de
Gas de los E.U.A. Siguiendo este criterio, el valor de K es igual a 0.35 (a 100
1pcm) y disminuye una céntima (0,01) para cada 100 lpc.
En este caso se comparan las tasas más ricas de líquido y del gas en el separador
(Wl/Wg) para escoger el valor correspondiente de K cuando se diseñan separadores
verticales, si la razón de las tasas más ricas es menor de 0.10, el valor de K será
igual a 0.35. Entre 0.10 y 1.0 se toma K=0.25 y para valores mayores de 1.0, el
valor de K=0.20
Cuando se trabaja con separadores horizontales, la GPSA recomienda el uso de valores
de K que varían entre 0.40 y 0.50.
El criterio que se sigue para seleccionar el valor de K se expresa de la siguiente manera:
2.5<L/D< 4.0 K= 0.40
4.0<L/D< 6.0 K= 0.50
L/D>6.0; K= 0.50[L/Lbase]0.5
64
Donde:
L: longitud del separador (mínimo 7.5 pies).
D: diámetro del separador (pies).
L:base: ver la ecuación
En consecuencia, el factor K, en la mayoría de los casos, es mayor en un separador y
horizontal que en uno vertical. Además, en los separadores horizontales se introduce un
factor de corrección por longitud que incremente el valor de K.
Un incremento en el valor de K puede ocasionar un aumento en el arrete del líquido en
la fase gaseosa. La calidad del gas que se desea obtener, ya sea rico o pobre en
componentes pesados, dependen en parte de la velocidad permitida.
3.15.2.2 Densidad del gas
Para determinar la velocidad crítica del gas es necesario conocer la densidad del gas, la
cual con esto se toma en cuenta la formación de espuma. En esta circunstancia, se puede
usar cualquiera de las siguientes alternativas:
Cuando se trata de crudos espumosos, algunos diseñadores acostumbran a
dividir por diez la velocidad del gas calculada para los crudos convencionales.
Se puede instalar tabiques enderezados o placas en la sección central de la
unidad. De esta manera se logra reducir la turbulencia y tiene un asentamiento
con menor cantidad de espuma.
65
Permitir que el tiempo de retención sea lo suficiente grande como para
garantizar la separación y reducir de modo apreciable la formación de espuma.
La práctica muestra que se necesita un tiempo de retención de 40 segundos. Por
consiguiente. Para alcanzarlo, la longitud del separador debe ser la adecuada y
su sección transversal, la mínima requerida.
La densidad del gas se puede calcular con la ecuación siguiente.
3.15.3 Sección de extracción de neblina o coalescencia
Una vez que el gas sale de la sección dominada por las fuerzas de gravedad, entra el
extractor de niebla, en el cual se remueve las gotas de líquido que quedan en el gas.
Estos dispositivos son convenientes cuando se necesita que el gas que sale del
separador sea lo más seco posible.
En algunas ocasiones, estos elementos no son necesarios. El gas fluye a través de estos
y hace que las gotas golpeen las paredes del deflector y cambian de dirección.
Posteriormente se asientan
La efectividad de estos dispositivos depende de la velocidad del gas. Cuando se trabaja
a velocidades muy altas o muy bajas, los extractores son poco efectivos. Se tiene una
curva típica cuando se aplica una malla de alambre. El factor de energía cinética (FEC),
el cual sirve para determinar el rango óptimo de la malla, la cual sirve para no producir
espuma y se define con la ecuación.
66
3.15.3.1 Flujo volumétrico del gas
El extractor de niebla está situado a una distancia de dos veces la diferencia del
diámetro del separador menos el nivel de líquido, en donde este elemento separa las
gotas de aceite y gas con la siguiente fórmula sabremos la cantidad de gas que se puede
separar para evitar que la gotas liquidas atrapadas en la fase gaseosa salgan con ella.
3.15.3.2 Sección transversal para el área del flujo de gas
Una vez determinada la velocidad crítica y determinada la constante de Sounders y
Brown, se puede conocer la sección transversal mínima del separador, lo cual se logra
dividiendo el flujo volumétrico del gas, en condiciones de operación, entre la velocidad.
3.15.4. Sección de recepción de líquidos
Para calcular la capacidad de manejo de líquido de un separador ya sea vertical u
horizontal, debemos tomar en cuenta el volumen de fluidos que se va a tratar para evitar
cualquier inconveniente y se deben considerar
3.15.4.1 Tiempo de retención
El tiempo de retención permite la separación de las tres fases en un tiempo determinado,
para determinar el tiempo de retención, se puede emplear con un equipo dado mediante
pruebas piloto o con datos de campo, pero lo más eficiente para determinar el tiempo
de retención ha sido la experiencia en campo.
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Los tiempos de retención para que los separadores operen eficientemente por resultados
en pruebas de campo, experiencias de campo, son las siguientes:
Para crudos livianos y medianos, el tiempo de retención es máximo y menor de tres
minutos cuando no son espumosos.
Un minuto y medio para destilados y petróleos crudos con gravedad de 40º API o
mayor.
Tres minutos para petróleos catalogados como espumosos, en condiciones
operacionales y gravedades API entre 25 y 40ºAPI.
Cinco minutos para petróleos crudos que sean considerados espumosos y gravedad
por debajo de 25ºAPI
3.15.4.2 Volumen de retención del líquido en un separador bifásico vertical
Para separadores verticales se recomienda que el nivel máximo de líquido esté en el
rango de uno a tres veces el diámetro del separador, dependiendo del diseño, la
retención de los líquidos en un separador bifásico vertical depende de la relación gas
aceite, la cual se determina mediante análisis PVT con esta se puede determinar el
volumen operacional del separador y se determina de la siguiente manera.
Para determinar el volumen de retención del líquido se debe sobre dimensionar ya que
va existir arenas, que provienen del pozo, se debe dimensionar 1.2, para determinarlo se
lo realiza de la siguiente forma.
68
Para determinar el volumen de retención del líquido en el recipiente se determina de la
siguiente manera.
3.15.4.3 Volumen de retención del líquido en un separador bifásico horizontal
La capacidad de liquido en los separadores horizontales, se recomienda que el nivel de
líquido máximo, sea menor que la mitad del diámetro inferior del separador. Para
calcular el volumen disponible en un separador horizontal, se lo realiza de la siguiente
forma.
Para determinar el volumen de retención del líquido, se debe tener el volumen total del
líquido con que va a trabajar el separador, el cual se encuentra en la ecuación 13, para
poder determinar el volumen de retención que soporta el separador.
Para determinar el volumen total que puede contener el separador se debe sumar los
baches del mismo.
3.15.4.4 Dimensionamiento de la altura en un separador bifásico Vertical
Para separadores verticales, se recomienda que el nivel máximo de líquido este en el
rango de uno a tres veces el diámetro del separador, dependiendo del diseño.
69
Gráfico 4. Dimensionamiento de un separador vertical según GPSA
Fuente: Ingeniería de Gas.
Realizado por: Fernando Cumba
Para determinar la altura del separador vertical se debe determinar el diámetro del
separador, lo que puede hacerse de la siguiente manera.
Ecuación 3. Diámetro del separador vertical
Fuente: Ingeniería de Gas.
Realizado por: Fernando Cumba
Para determinar la altura de la capacidad del líquido en el separador utilizamos la
siguiente ecuación, pero esta dimensión no debe ser menor que dos pies.
70
Ecuación 4. Altura para la capacidad del líquido
Fuente: Ingeniería de Gas.
Realizado por: Fernando Cumba
Se recomienda que la distancia entre la entrada al separador y el nivel más alto del
líquido sea dos pies aproximadamente, por lo tanto h.5 = 2 pies.
NOTA; en la fabricación se utiliza placas metálicas la cuales se encuentran
estandarizadas las cuales vienen en longitudes de 7.5 pies y 8 pies.
3.15.4.5 Dimensionamiento del área en un separador bifásico horizontal
Para determinar el área de un separador bifásico horizontal tomamos las siguientes
ecuaciones:
Ecuación 5. Área lateral para la capacidad del fluido
Fuente: Ingeniería de Gas.
Realizado por: Fernando Cumba
Donde:
Al; Área lateral. (pies2).
Vls; Volumen total de retención en el separador (pies3/bls)
L; longitud del separador. (Pies).
71
Para determinar el área total del flujo y el diámetro del separador, se debe tomar la
siguiente fórmula:
Ecuación 6. Área total del separador horizontal
Fuente: Ingeniería de Gas.
Realizado por: Fernando Cumba
Donde:
As; Área total del separador. (pies2).
Ag; Área del flujo de gas (pies2).
Al; Área lateral del líquido. (pies2)
Es importante conocer el diámetro del separador para poder diseñar un separador y se
determina con la siguiente formula.
Ecuación 7. Diámetro del separador horizontal
Fuente: Ingeniería de Gas.
Realizado por: Fernando Cumba
72
3.16 Diseño de un separador bifásico vertical (Ejercicio No. 1)
Con el fin de calcular un separador vertical, se enumera a continuación los principales
parámetros en los cuales se puede soportar el diseño. Es obvio que se trata de un
ejercicio inicial que no necesariamente atiende la normativa existente, (Obsérvese que
esta metodología, es de tipo académico, ya que en la actualidad se utiliza programas de
cómputo altamente sofisticados, que emplean fórmulas que son más avanzadas y
precisas para que se remplacen los cálculos tediosos en el papel).
Datos:
Flujo volumétrico del gas = 150 MMpcnd.
Relación volumétrica liquido/gas = 16 bls/MMpcnd.
Densidad especifica del gas = 0.6.
Densidad especifica del petróleo = 0.85.
Temperatura seudocritica = 357.5 (ºR).
Presión seudocritica = 671 psi
Presión de operación = 480 lpcm.
Temperatura de operación= 100ºF
Condiciones normales = P= 14.72 psi y T= 60ºF.
Tiempo de retención = 3 min.
Determinar el factor de compresibilidad.
1 para determinar la densidad del liquido, y la ecuación No. 6.
73
Unas vez determinadas la temperatura y presión seudoreducida se puede determinar
mediante el grafico interpolando se obtiene que Z = 0.95. Para utilizar la Ecuación No
6
1) Para obtener la constante K se calcula de la siguiente manera: se obtiene el flujo
multifásico de la mezcla, que se calcula de la siguiente manera
74
K = K = 0.10
Utilizando la norma PDVSA que se describió anteriormente se deduce que el valor de K =
0.25.
2) Una vez determinada la constante K se puede determinar la velocidad crítica con la
ecuación No 4.
Vc = 1.46 pies/seg
75
3) Con la ecuación 8 se calcula el flujo volumétrico del gas en condiciones de
operación.
Se debe realizar una conversión para pasar a pies 3/seg.
Qo = 4600000 pies3/día x 1 día / 86400 seg = 53.24 pies
3/seg.
4) Calculamos la sección transversal para el área del flujo de gas con la ecuación 9
Ag = 36.47 pies2
76
5) Con la ecuación No 10 calculamos Volumen del líquido operacional. En la sección
de recepción de líquidos.
2400 bls/dia.
6) Con la ecuación No 11 se calcula el volumen del líquido para el diseño.
7) Con la ecuación No 12 podemos calcula el Volumen de retención del líquido
que se va a ocupar en las operaciones.
77
34.65 pies3
8) Con la ecuación 16 se calculará el diámetro en un separador bifásico vertical.
9) Finalmente se calcula la altura del separador.
Db = diámetro de la boquilla para la salida del gas por la parte superior del mismo.
.h2 = 0.5 pies (espesor de la mal de retención de partículas atrapadas en el vapor
(extractor de niebla)).
78
.h3 = Ds x 0.6 6.64pies x 0.6 = 3.98 pies.
.h4 = 1.667 pies (Diámetro del deflector).
.h5 = 2 pies.
Con la ecuación 17 se calcula la altura que puede contener el líquido.
Finalmente la altura del separador es la suma de todas las alturas.
Hs = + h1 + h2 +h3 + h4 + h5 +
Hs = (1.66+0.825+0.5+3.98+1.667+2+0.95) pies
Hs= 11.58 pies
En conclusión necesitamos un separador con 11.58 pies de altura con diámetro de 6.64
pies que retendrá 34.65 pies3 de liquido. Para un volumen de 2400 bls/día para un
manejo de gas de 4.60 MMpcd
79
3.17 Elementos Externos
A continuación se señala los elementos externos.
3.17.1 Dos válvulas de mariposa con un actuador neumático
Una válvula está instalada en la entrada del separador y su condición de trabajo es
normalmente abierta, la segunda válvula está instalada a la entrada de la tubería del by-
pass y su trabajo es normalmente cerrado.
El actuador neumático que utiliza aire para cerrar es de control on - off, la señal
neumática del actuador se activa cuando el flotador de alto nivel indica que el fluido
dentro del separador ha subido hasta un nivel permitido activando un microswitch
neumático el cual permite el ingreso de aire a presión para cerrar el diafragma del
actuador. Al cerrarse el diafragma se activa un mecanismo que cierra la válvula de
entrada al separador y al mismo tiempo abre la válvula de entrada a la línea de descarga
o by pass.
Cuando vuelve a bajar el nivel dentro del separador el mismo flotador desconecta el
microswitch , se cierra la entrada de aire al diafragma del actuador, y nuevamente abre
La válvula de entrada al separador y cierra la válvula de entrada al by pass.
3.18 Operación
En el presente capítulo se describe paso a paso todo lo referente a la operación básica y
necesaria de los componentes y accesorios de los separadores. Así como también de los
procesos a realizarse en caso de un montaje y desmontaje de un separador, como se
80
debe actuar en caso de una inundación de un separador; de tal forma que cualquier
persona relacionada con el campo petrolero, ya sea un profesional o un estudiante pueda
entender del proceso en forma clara, y si el caso lo amerita dirigir estos tipos de
operación.
3.18.1 Operación de Separadores en forma manual y automática
Extracción de la platina del porta orificio:
Pasa extraer la platina de orificio del porta orificio es necesario seguir un procedimiento
secuencial que se da a continuación:
1.- Abra la válvula n°1 (válvula ecualizadora) girando a la izquierda máximo dos
vueltas
2.- Abra la válvula n°5 (válvula deslizante), girando a la izquierda.
3.- Gire a la izquierda la n°6 hasta sentir mover la n°7
4.- Gire a la izquierda la n°7 hasta que tope la parte superior
5.- Gire la nº 5 hacia la derecha
6.- Cierre la n°1 girando a la derecha
7.- Abra la n°10 girando a la izquierda.
8.- Lubrique a través de la n°23
9.- Afloje los tornillos nº 11 sin remover la n°12
10 Gire a la izquierda la n°7 hasta aflojar la n°9 y n° 9A
11 Saque la N° 12,9,y 9A.
12 Gire a la izquierda la n° 7, hasta extraer la placa deslizante.
13 Cambie de orificio.
81
3.18.2 Operación del medidor de flujo de turbina
Consiste en un rotor que gira al paso del fluido con una velocidad proporcional al
caudal, la velocidad del fluido ejerce una fuerza de arrastre en el rotor, la diferencia de
presiones, debida al cambio de área entre el rotor el cono posterior, ejerce una fuerza
igual y opuesta. De este modo el rotor está equilibrado hidrodinámicarnente y gira entre
los conos anterior y posterior, sin necesidad de utilizar rodamientos axiales, evitando así
un rozamiento que necesariamente se produciría.
Existen dos tipos de convertidores para captar la velocidad de la turbina. En el de
reluctancia (la oposición del flujo magnético), la velocidad viene determinada por el
paso de las palas individuales de la tubería a través del campo magnético creado por un
imán permanente montado en una bobina captadora exterior.
El paso de cada pala varía la reluctancia del circuito magnético. Esta variando cambia el
flujo induciendo a la bobina captadora una corriente alterna que, por lo tanto es
proporcional si giro de la turbina. En el tipo inductivo el rotor lleva incorporado un
imán permanente y el campo magnético giratorio que se origina induce una corriente
alterna en una bobina captadora exterior.
En ambos casos la frecuencia que genera el rotor de turbina es proporcional al caudal
siendo del orden de 250 a 1200 ciclos por segundo para el caudal máximo, Por ejemplo,
si el rotor del medidor es de seis palas, gira a 100 RPM, genera 600 impulsos por
segundo. El número de impulsos por unidad de caudal es constante, la turbina está
limitada por la viscosidad del fluido, debido al cambio que se produce en la velocidad
82
del perfil del líquido a través de la tubería cuando aumenta la viscosidad. En las
paredes, el fluido se mueve más lentamente que en el centro de modo que las puntas de
las palas no pueden girar a mayor velocidad. En general para viscosidades superiores a
5,5 centistokes se reduce considerablemente el intervalo de medida del instrumento.
Este instrumento está adecuado para la medida de líquidos limpios o filtrados. El
medidor está instalado de tal modo que no se vacíe cuando cesa el caudal, ya que el
toque del agua a alta velocidad contra el medidor vacío, lo dañaría seriamente. La sobre
velocidad por exceso de caudal puede ser también perjudicial para el instrumento.
La frecuencia generada por el medidor de turbina se transmite a un convertidor
indicador o totalizador, el cual con un factor numérico determina el número de impulsos
por cada barril de petróleo.
3.18.3 Operación del actuador neumático a la entrada del separador
Operación neumática normalmente abierta (NO), aire para cerrar, de control on -off, by
pass controlada por un control de nivel
Operación: si se activa el control de nivel cierra la entrada al separador y abre la entrada
al by- pass, evitando así la inundación del separador.
83
3.18.4 Válvulas de drenaje de agua
Una en forma manual y otra en forma automática con control de nivel es una válvula de
mariposa se abre con giro de 90° de apertura rápida y cierra de la misma forma.
3.18.5 Válvula de control neumático
Control de nivel on- off aire para abrir. Marca: kimray
3.18.6 Válvula de descarga de crudo
Permite la descarga del crudo desde el separador hasta el tanque de lavado, tiene un
control de nivel. En caso de mantenimiento tiene en los extremos dos válvulas de
mariposa para mantenimiento de la válvula de descarga, tiene un drenaje para las
pequeñas acumulaciones de crudo en caso de mantenimiento.
Válvula de seguridad 75 psi
Sello de ruptura 100 Psi
3.18.7 Válvula de mariposa en la descarga de gas
Utilizada para poner fuera de servicio al separador.
84
3.18.8 Sistema neumático de control
El sistema neumático de control tiene tres sistemas de control diferentes pero tienen una
misma alimentación de aire.
3.18.9 Operación del control proporcional
Se trata de obtener un flujo constante para la evaluación del pozo y para una eficiente
medición del medidor de flujo de turbina.
3.19 Arranque de un separador
1.- Verificar que las válvulas de los fluidos esta cerradas
2.-Ajustar el control de la presión a controlar al 75% de la presión normal de operación.
3.-Desactivar los dispositivos de cierre por bajo nivel
4.-Verificar que las líneas de salida de las corrientes estén alineadas hacia los sitios de
destino revistos.
5.-Abrir lentamente la válvula de entrada de corriente al separador y abrir la válvula de
salida permitiendo que funcione el control de presión.
6.-Cuando el nivel de liquido alcance el intervalo de control, poner el instrumento en
servicio y abrir las válvulas de corrientes líquidas
7.- Ajustar los controles de presión y nivel a los valores pre-establecidos hasta lograr
estabilizar la operación.
3.20 Fuera de servicio de un separador
1.- Se by-passea la línea para que el crudo no ingrese al separador.
85
2.-Retirar el flujo de las bombas de químico.
3.-Se cierra la válvula del manifold.
4.-Parte de la función del separador de producción pasa al separador de prueba.
5.- Se drena el contenido del separador (se abre la válvula de descarga de agua).
6.-Se cierra la válvula de gas (de mariposa).
7.-Se cierra la válvula de descarga de crudo.
8.-Se retira el carreto y se porte una brida ciega.
9.-Se retira la válvula de seguridad, controles de nivel, disco de ruptura indicadores.
10.- Se retira el separador defectuoso y se coloca un separador nuevo o reparado.
3.21 Inundación del separador
- Posibles causas
- Trabajo a realizarse
- Soluciones
3.21.1 Causas:
El pozo se encuentra en trabajos de reacondicionamiento, al concluir este trabajo se
realizó la prueba de producción en el separador de prueba, al existir gran cantidad de
parafina, suciedades y residuos que fueron extraídos y limpiados por el chivo de
reacondicionamiento en este pozo, al realizar la prueba, este crudo llegó al separador
con alto nivel de residuos y parafinas, lo que ocasionó el taponamiento del medidor de
flujo de turbina, se lleno de suciedad el filtro, a tal punto que el fluido no pudo salir del
separador, lo que ocasionó su inundamiento.
86
El separador de prueba tiene el sistema de by pass para cuando exista inundamiento en
el separador. Se activa la válvula de mariposa con actuador neumático cerrando la
válvula de entrada y el fluido se desplace por la línea del by pass hacia el tanque, esto lo
realiza en forma automática.
El operador optó por enviar el fluido de este pozo no por el by pass del separador de
prueba directo al tanque, sino cambiar de posición la válvula de tres vías del manifold y
lo envía hacia el separador de producción con el objeto de medir la producción de este
pozo.
3.21.2 Trabajo a realizarse
El trabajo a realizarse para superar este daño es el siguiente:
1.- Se cierra la válvula de entrada al separador de prueba.
2.- Se drena el fluido que está en la tercera cámara del separador y se cierra la válvula
de descarga de crudo (válvula de mariposa).
3.-Se abre la válvula de drenaje de agua y se descarga de la cámara de coalescencia el
agua y el crudo y se deposita en el sumidero. Se cierra la válvula de drenaje.
4.- Se drena el fluido que queda en la línea desde la descarga de crudo hasta la válvula
de control de paso proporcional de fluido ( en este hay tres válvulas de mariposa las
cuales se cerraron, después que en ese tramo de tubería se reduzca la presión, se drena el
fluido en ese tramo de tubería y se cierran las válvulas de mariposa).
5.- Se desconecta el pick up y retiramos de la línea el medidor de turbina, Lo limpiamos
con JP 1 y retiramos todo el residuo que quedo en el medidor.
87
6.- Retiramos el tejido de alambre lleno de suciedad y sacamos toda la acumulación de
parafinas y suciedades del filtro. En el filtro existe una cámara de gas que evita que el
poco de gas que queda en el crudo altere la lectura del medidor de turbina y esta cámara
tiene una línea de desfogue. Al taponarse el separador, el filtro evitó el daño total de las
aspas del medidor de turbina en el medidor solo se encontró pequeños residuos de
parafinas, que alteró el funcionamiento del medidor, pero gracias al filtro no se dañó.
7,- Se cambió el empaque que tiene entre la unión del cuerpo con la tapa del filtro.
Colocamos el tejido- de alambre completamente limpio y arriamos el filtro.
8.-Se cambió un cable del pick up y un empaque y conectamos nuevamente en la línea
el medidor de turbina completamente limpio
9.- Se realiza una prueba con el fluido que está en el by pass y al abrir la tercera y
segunda válvula de mariposa ingresa al medidor de turbina, pero el flujo en sentido
contrario a la dirección de las aspas. Esto se hace para comprobar si no hay fugas de
producto en las conexiones del medidor de turbina con la tubería.
10.- Se abren las válvulas de ingreso de flujo al separador y las de descarga.
11. - Se limpia con JP 1 los indicadores de nivel
12.- Se encera el contador de flujo.
13.- Se espera que se llene de fluido el separador, se regula el nivel de descarga de flujo.
14.- Enviar el flujo del pozo recién reacondicionado directo al tanque para evitar en lo
posible que se repita el problema.
15.- regresa el separador de prueba a su operación normal.
“IMPORTANTE: Si no existe colchón de gas dentro del separador puede existir reboso
en el separador es decir que el crudo también puede salir por la línea de gas
88
produciéndose así un inundamiento en el separador, y ese crudo iría a quemarse en el
mechero.
3.21.3 Soluciones prácticas
Evitar en lo posible el ingreso de parafinas grandes a la línea de flujo desde el pozo al
separador de prueba.
También hubo este taponamiento en el separador por la acumulación de escala y
residuos que trajo el fluido de este pozo1 más la sobreproducción que se da porque el
pozo se estaba en reacondicionamiento
Cuando se hacen pruebas de producción el fluido debe ir al wash tank antes que al
separador hasta que se estabilice. Se lo deja producir media hora, para que el tanque se
acumule todas las parafinas que vienen con el fluido después de un trabajo de
reacondicionamiento del pozo. Lo que ocurrió es que luego de que el fluido llegaba
hacia el tanque luego de una media hora más o menos se creyó conveniente que el flujo
pase al separador de prueba.
Trabajó bien el separador alrededor de dos horas, cuando nuevamente el fluido llegó
con parafinas y suciedades y taponó el separador, ya que los conductos, la tubería y las
válvulas son de menor diámetro que las válvulas y tuberías que van al tanque.
CAPÍTULO IV
89
CAPÍTULO IV
4. APLICACIÓN DE CAMPO
El campo Laguna fue descubierto con la perforación exploratoria del pozo Laguna-1
completado el 5 de Julio de 1999 en el yacimiento “T”.
Este campo se encuentra localizado al Sur-Oeste de los campos Atacapi y Parahuacu y
al Sur-Este del campo Lago Agrio, localizado al Norte-Oeste de la Cuenca Amazónica
en la provincia de Sucumbíos y su extensión es de 18.4 .
Tabla 1 Datos de los pozos
Producción Datos
Pozo Oil GROSS Gas Wáter BSW GOR API
LGNA-01TP 102,00 958,00 85,92 856,00 99 844 20,4
LGNA-03TP 246,00 1055,00 149,56 809,00 78 608 21,2
LGNA-04UI 102,00 9567,00 14,85 9465,00 99 146 19
LGNA-08UI 451,00 460,00 47,73 9,00 0,7 106 19,2
LGNA-12UI 33,00 3102,00 6,36 3069,00 99 194 17,7
LGNA-13TP 170,00 1454,00 29,70 1284,00 89 175 22,8
LGNA-14UI 300,00 896,00 30,40 596,00 98 56 17,7
NAPO-001TP 204,00 749,00 20,45 545,00 99 6267 22,8
NAPO-002TP 157,00 7378,00 390,35 7221,00 98 2486 23,7
TOTAL 1765,00 25619,00 775,32 23854,00 759,7 10882 184,5
PROMEDIOS 196,11 2846,56 86,15 2650,44 84,4 1209,11 20,5
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
90
Para la siguiente aplicación se va tomar en cuenta los potenciales de los 9 pozos
productores de la estación laguna, los mismos que son calculados con un promedio
mensual tomado en cuenta el funcionamiento de 24 horas, los 31 días del mes de enero
del 2009, dándonos los siguientes datos como resultado.
Tabla 2 Valores promedios
API promedio 20,5
GOR promedio 1209,111
BSW promedio 84,411 Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
4.1 Presión de flujo de los fluidos
Analizando los datos de campo obtenidos en los manómetros de presión, se puede
observar que la presión de ingreso del fluido de producción al separador es de 340 Psi,
el separador evacua el agua con una presión de 180, el cual pasa por las tuberías hasta
las bombas de inyección de fluidos, para ser reinyectadas a las formaciones receptoras,
mientras que el petróleo y gas separador se reintegra a la línea principal de producción
con 160 Psi. De descarga, hay que tomar en cuenta que el gas que es liberado por el
petróleo dentro del separador es vuelto a inyectar en la línea de descarga del crudo para
aumentar la presión y así de esta manera mejorar el desplazamiento del petróleo en las
líneas.
91
4.2 Consumo de químicos en el separador
En el campo hay 9 pozos con una producción total de 1765 de barriles de petróleo
diarios provenientes de los pozos LGNA-01TP, LGNA-03TP, LGNA-04UI,
LGNA08UI, LGNA-12UI, LGNA-13TP, LGNA-14UI, NAPO-001TP, NAPO-002TP,
Cuya producción luego de del proceso de separación es enviado al OCP.
Características del petróleo producido en los pozos.
4.3 Datos de operación del separador
En la siguiente tabla se muestra los datos para operación del operador.
Tabla 3 Datos de operación del separador
HORA
SEPARADOR
PSI TEMP NIVEL
INTERFA
22:00 207 171 ºF 57
3:00 210 171 ºF 57
8:00 214 169 ºF 57
11:00 208 172 ºF 57
14:00 206 173 ºF 57
17:00 211 174 ºF 57
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba
92
Tabla 4 Consumos de químicos
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba
Consumos de químicos
Anticorrosivo Anti-escala Demulsificante
FECHA PROTERQUIM-1176 MX-593 PT-2601
sto
ck
de
ay
er
sto
ck
de
Ho
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sto
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de
ay
er
sto
ck
de
ho
y
tan
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co
ns
1-Dec-2009 970 883 0 43,5 280 265 0 15 205 198 0 7
2-Dec-2009 883 792 0 45,5 265 250 0 15 198 191 0 7
3-Dec-2009 792 700 0 46 250 235 0 15 191 184 0 7
4-Dec-2009 700 610 0 45 235 224 0 11 184 180 0 4
5-Dec-2009 610 516 0 47 224 209 0 15 180 176 0 4
6-Dec-2009 516 422 0 47 209 196 0 13 176 171 0 5
7-Dec-2009 422 328 0 47 196 185 0 11 171 166 0 5
8-Dec-2009 328 241 0 43,5 185 174 0 11 166 160 0 6
9-Dec-2009 241 843 708 53 174 163 0 11 160 154 0 6
10-Dec-2009 843 737 0 53 163 153 0 10 154 149 0 5
11-Dec-2009 737 643 0 47 153 146 0 7 149 144 0 5
12-Dec-2009 643 550 0 46,5 146 135 0 11 144 140 0 4
13-Dec-2009 550 454 0 48 135 124 0 11 140 135 0 5
14-Dec-2009 454 356 0 49 124 116 0 8 135 131 0 4
15-Dec-2009 356 250 0 53 116 107 0 9 131 127 0 4
16-Dec-2009 250 154 0 48 107 97 0 10 127 123 0 4
17-Dec-2009 154 645 591 50 97 87 0 10 123 118 0 5
18-Dec-2009 645 541 0 52 87 77 0 10 118 112 0 6
19-Dec-2009 541 455 0 43 77 69 0 8 112 106 0 6
20-Dec-2009 455 1059 700 48 69 325 265 9 106 325 224 5
21-Dec-2009 1059 983 0 38 325 315 0 10 325 320 0 5
22-Dec-2009 983 907 0 38 315 305 0 10 320 314 0 6
23-Dec-2009 907 831 0 38 305 295 0 10 314 308 0 6
24-Dec-2009 831 731 0 50 295 285 0 10 308 302 0 6
25-Dec-2009 731 640 0 45,5 285 274 0 11 302 296 0 6
26-Dec-2009 640 542 0 49 274 263 0 11 296 290 0 6
27-Dec-2009 542 440 0 51 263 252 0 11 290 284 0 6
28-Dec-2009 440 330 0 55 252 241 0 11 284 278 0 6
29-Dec-2009 330 230 0 50 241 230 0 11 278 272 0 6
30-Dec-2009 230 130 0 50 230 219 0 11 272 266 0 6
31-Dec-2009 130 728 690 46 219 208 0 11 266 260 0 6
93
Esta es la lista de químicos que se utilizó para evitar la corrosión, la escala y las
emulsiones en el petróleo.
Tabla 5 Consumo de químicos
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
Para el estudio que se está realizando es muy importante recalcar que se está utilizando
datos de los potenciales de los pozos y promedio de los productos químicos utilizados
dentro del separador.
Tabla 6 Volumen total de fluidos en el separador
Producción día Consumo
químicos
Consumo día
Petróleo 1765 Anticorrosivo 47,274
Agua 23854 Antiescala 10,87
Gas 775,32 Demulsificantes 5,451
total 26394,32 63,595
total fluido en el separador 26457,915 Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
Químico Consumo mensual gl. Consumo promedio gl/día
Anticorrosivo 1465.5 47,274
Antiescala 337 10,870
Demulsificantes 169 5,451
Total 506 63,595
94
Gráfico 5. Fluidos en el separador
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
Tabla: porcentajes totales de fluidos dentro del separador
FLUIDO CANTIDAD PORCENTAJE
OIL 1765 6,67%
WÁTER 23854 90,16%
GAS 775,32 2,93%
ANTICORROSIVO 47,274 0,18%
ANTIESCALA 10,87 0,04%
DEMULSIFICANTES 5,451 0,02%
TOTAL 26457,915 100% Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
La producción de agua es del 90.16 %, el cual inmediatamente son inyectados a las
formaciones receptoras de agua atreves de dos bombas inyectoras, la producción de
petróleo es de 6.67 % con un grado API de 20.5º, un porcentaje de gas de 2.93 % el cual
1765
23854
775,32 47,274 10,87 5,4510
5000
10000
15000
20000
25000
30000
Series1
Oil Wáter gas Anticorrosivo Antiescala Demulsificantes
95
es inyectado a la tubería para que aumente la presión y fluya a mayor velocidad a los
tanques de almacenamiento
4.5 Etapa de separación
Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una
separación líquido–gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles,
presión 209 psi y temperatura 171ºF establecidas por las condiciones del pozo de donde
provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior
del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes
etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los
instrumentos de control del separador.
Una vez que se produjo la separación de los fluidos dentro del separador se realizan la
pruebas de BSW obteniendo como resultado un contenido de agua del 1.9 %, se puede
llegar a la conclusión de que al ingresar el petróleo a el separador ingreso con un
promedio de BSW de 90.16% y a la salida del separador se obtuvo un promedio de
1.9% el cual nos indica que la separación del crudo a esas condiciones del separador han
sido exitosas.
4.6 Etapa de medición de Petróleo
El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la
finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de
cada pozo.
96
La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación
de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los
tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el dimensionamiento de
las bombas. Algunas de las decisiones más importantes de la compañía están basadas en
los análisis de laboratorio pruebas de pozos potenciales hechos por los ingenieros de
petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la información de la prueba de
pozos.
4.7 Problemas especiales de una separación de petróleo y gas
La diferencia de densidades de los hidrocarburos líquidos y gaseosos puede realizar una
separación aceptable en un separador de petróleo y gas. Sin embargo en algunos casos
es necesario usar dispositivos mecánicos comúnmente mencionados como “extractores
de niebla” para eliminar niebla liquida del gas antes de descargarlo del separador. Así
mismo puede ser deseable o necesario usar algún medio para eliminar del petróleo el
gas que no está en solución antes de descargarlo del separador.
4.7.1 Eliminación del gas del líquido
La mayoría de los petróleos están saturados con gas natural a presiones y temperaturas
del yacimiento. Las características físicas y químicas de los petróleos y sus condiciones
de presión y temperatura determinan la cantidad que contendrán en solución.
97
La rata a la cual el gas es liberado de un petróleo dado, es una función del cambio en
presión y temperatura. El volumen de gas que un separador de petróleo y gas eliminará
de un petróleo crudo depende de:
a) Características físicas y químicas del crudo
b) Presión de operación
c) Temperatura de operación
d) Rata de rendimiento
e) Configuración y tamaño del separador:
4.7.2 Eliminación de agua
En casos donde se produce agua con petróleo, se deben realizar operaciones para
separar el agua del petróleo en el separador. El agua libre puede ser eliminada de los
fluidos del pozo mediante el uso de un separador trifásico (petróleo- agua - gas), la
separación de petróleo y agua en los separadores de petróleo y gas comúnmente se logra
por asentamiento y uso de químicos. La separación del petróleo y agua emulsionados en
algunas veces difícil de lograr. Y en tales casos hay que usar equipos especiales de
deshidratación.
4.7.3 Separación del petróleo crudo y espumoso.
Si la presión se reduce en ciertos tipos de petróleos crudos, pequeñas esferas (burbujas)
de gas encajan en una fina película de gas, cuando el gas está saliendo de la solución,
esto resulta en espuma, que se dispersa en el petróleo y crea lo que se conoce como
98
“espumamiento” del petróleo. En otro tipo de petróleo crudo, la viscosidad y tensión
superficial pueden necesariamente encerrar gas en el petróleo y causar un efecto similar
al espumamiento. El petróleo espumoso no será estable o perdurable, a menos que un
agente espumoso esté presente en el petróleo.
La espumación reduce bastante la capacidad de los separadores de petróleo y gas, ya
que requiere un tiempo de retención más largo para separar y estabilizar adecuadamente
una cantidad dada de petróleo. El petróleo espumoso no se puede medir con precisión
con medidores de desplazamiento positivo o recipientes de medición volumétrica
convencional.
4.8 Tiempo de residencia
El tiempo actual de residencia en un separador de producción puede ser sorpresivamente
más pequeña que el tiempo de residencia teóricamente calculado (Tiempo de residencia
teórico = volumen de fase en cuestión dividido a la rata o caudal de flujo de esa fase)
Esta diferencia es porque el tiempo de residencia calculado asume condiciones de flujo
de tope, mientras que el flujo s mayormente laminar.
Este tipo de flujo laminar ayuda a causar el tiempo de residencia actual de la mayor
parte del fluido hasta el pico del 50% del tiempo de residencia calculado. En muchos
casos el momento de la corriente de entrada acarrea directo el flujo hacia la salida de un
canal.
99
Este comportamiento es conocido como corto circuito o canalización y este puede
reducir el tiempo de residencia actual han menos del 5% del tiempo de residencia
calculado. La canalización es normalmente más severa en tanques verticales grandes.
Zemel y Bowman usaron patrones radioactivos para medir el rendimiento hidráulico del
equipo de separación, en algunos casos ellos encontraron conos circuitos extremos
particularmente con tanques de lavado, por ejemplo ellos citaron un tanque de lavado de
15.000 bls, que manejaban 3.200 bl de crudo por día y 6.800 bl de agua por día. Los
patrones alcanzaron el máximo a los 8 minutos para la fase aceite y 2 minutos para la
fase de agua. Estos picos indican severos corto circuitos puesto que el tiempo de
residencia calculado para cada fase es mayor que un día. En otra prueba ellos
encontraron en un FWKO horizontal que tuvo un tiempo de residencia actual de más del
50%. El buen comportamiento hidráulico es generalmente anticipado en unidades
horizontales, porque ellas son virtualmente ensanchados en secciones de tubería con
pocos espacios muertos. El tiempo de residencia está dado de acuerdo a la capacidad del
separador; a la cantidad en barriles/hora o barriles/minuto que separa, a la producción
diaria de petróleo más la inyección de crudo para los pozos de power oil, al diámetro del
recipiente y a la longitud de la sección de coalescencia. El tiempo necesario para
obtener una buena separación depende de la presión, temperatura y características de
fluido, cuando tenemos tendencia en crudos de formar espuma se hace más difícil de
separar el gas del líquido y el proceso se debe demorar de 5 a 20 minutos para la
separación.
100
Ecuación 8. Tiempo de Residencia.
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
Ecuación 9. Tiempo de Residencia.
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
Se recomienda el siguiente tiempo de retención de los fluidos en un separador:
Tabla. Tiempos de residencia recomendados
Presión de separación
0-600 psi
600-1.100
1.100 psi y mayores
Tiempo de retención
1 minuto
50 segundos
30 segundos
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
4.9 Sistema gaseoso y líquido
En un separador depende de la velocidad con que el gas pasa a través del mismo y es
proporcional a la presión y a la sección del pasaje del gas. En el caso del separador
horizontal está en función del diámetro del separador y de la altura del líquido
101
Generalmente a 6” del eje del separador es la máxima capacidad de líquido, 6”menos
del eje del separador es el punto mínimo del líquido, y si el nivel está en el eje del
separador horizontal el gas está en el punto máximo superior.
4.10 Operación del separador
Este separador en su operación trabaja con un sistema neumático de control, el cual
Indica el nivel de fluido y la presión de gas en el Interior del separador. El principio de
funcionamiento del separador de prueba es el siguiente:
El crudo viene por medio de la tubería desde el pozo hasta los múltiples (manifold),
aquí se inyecta un desmulsificante, e ingresa al separador. En el interior existe un rompe
velocidades el cual hace que el fluido choque contra él y se rompa la emulsión de
panículas de gas en el petróleo. Luego el crudo pasa a través de baffles en donde se
quedan residuos, parafinas y pequeñas suciedades que ingresan junto con el fluido,
luego por medio de decantación y con ayuda de los demulsificantes el agua se coloca en
la parte inferior del separador, el petróleo en la parte media y el gas en la parte superior,
para que exista una separación eficiente se necesita un lapso de tiempo aceptable de
reposo del fluido dentro del separador, ese tiempo de residencia debe ser el necesario
con el fin de que los químicos agregados al crudo reaccionen con éste y retire un alto
porcentaje el agua del crudo, luego el agua se drena hacia un sumidero (en el caso de
este campo el drenaje de agua está cerrado y únicamente separa gas y fluido , este fluido
va hacia los tanques y allí separa el agua y el crudo; esta agua es llevada a tratamiento
químico y se la reinyecta en pozos de bombeo hidráulico), el crudo pasa por un último
bafle, que junto con la pared del separador forma una especie de tina en donde pasa el
102
fluido ya separado, una vez llena esta tina hace que por medio de un flotador localizado
al interior de un control de nivel ON - OFF, en la parte interna del separador de
producción, active un sensor de nivel que neumáticamente abre la válvula de paso al
fluido (on - off) y se drena el fluido del separador por una línea de flujo. Tiene un
sistema de control ON - OFF en donde con un switch activa la línea de descarga y una
vez descargado se vuelve a cerrar la línea hasta que nuevamente se llene el separador,
luego pasa por la válvula de paso con control ON - 0FF y el fluido va al tanque de
lavado.
El gas por su parte antes de salir del separador pasa por un filtro o cámara de gas, el
cual permite que el gas salga sin partículas de crudo, luego el gas continúa por la línea,
y parte de este gas se lo conduce a los compresores y generadores y el resto se lo quema
en el mechero.
4.11 Condiciones de operación de un separador
Definidos por:
Presión del separador, temperatura, rata de flujo del petróleo y del gas.
Temperatura del separador es determinada por la rata de flujo profundidad del pozo
longitud de líneas desde el pozo. etc.
103
4.12 Factores que influyen en la capacidad del separador
Entre los factores que influyen en la capacidad del separador se tiene:
4.12.1 Influencia de la presión
Cuando la presión de separación baja, el gas comienza a liberarse y la velocidad del gas
se incrementa. En ciertos casos el incremento de velocidad es perjudicial porque se lleva
gotas de oil y daña la separación.
El incremento de presión del separador produce un efecto contrario, y además
incrementa la capacidad del separador y mejora la separación
4.12.2 Influencia de la temperatura
El incremento de la temperatura produce el mismo efecto que cuando reducimos la
presión. Un incremento de temperatura aumenta la rata de flujo e incrementa la
gravedad específica del petróleo y el gas. Si bajamos la temperatura habrá un efecto
contrario.
4.13 Ajustes de la rata de flujo recibido en el separador
Una velocidad de circulación regulada en el separador y la eficiencia va en aumento,
diseñar puntos de flujo.
En el interior del separador tenemos un flujo muy turbulento, el gas produce un flujo
tipo niebla y formación de espuma.
CAPÍTULO V
104
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 Conclusiones
1. Se requiere de información elemental de las características físico químicas del
petróleo para obtener un diseño aceptable de separador, y este tendrá una gran
flexibilidad de aplicaciones, por lo tanto un mismo separador puede ser adaptado
a varios medios de trabajo.
2. En el separador de tres etapas se concluye que al existir un alto corte de agua
circulando dentro del mismo el lavado del petróleo la separación del petróleo y
el agua es óptima.
3. No hay una regla general para determinar el número óptimo de las etapas de
separación, por lo cual se requiere consideraciones prácticas, las mismas que
pueden solamente ser obtenidas con exactitud mediante cálculos de vaporización
(flash) verificando con pruebas de campo.
4. El gas obtenido en el separador se inyecta a la línea de producción para
aumentar su presión y mejorar el desplazamiento del petróleo en el interior de
las tuberías, mejorando así los tiempos de desplazamiento del petróleo hasta el
tanque de almacenamiento de crudo.
105
5.2 Recomendaciones
1. Para lograr un diseño adecuado de separadores bifásica y/o trifásicos, el técnico
de producción debe considerar los requerimientos de producción, incluyendo
los posibles cambios en los gastos con el tiempo además de tener presente la
producción de sólidos, la formación de parafinas, etc.
2. Para obtener una eficiente separación bifásica y/o trifásica se debe vigilar que
exista una presión óptima de separación, para cada situación en particular, así
como proporcionar el tiempo de retención necesario al líquido.
3. Es conveniente concientizar al personal que opera las baterías, infundiéndole un
espíritu de responsabilidad, para que exista un buen funcionamiento del equipo
utilizado, puesto que se ha visto que con una actitud de imprudencia o carencia
de conocimiento por parte de las operadoras y/o encargados de esta labor,
provocan ineficiencias en el mismo equipo y por consecuencia en el proceso
completo.
4. Se recomienda elaborar procedimientos que conociendo la Gravedad Específica
del alimentación, presión y temperatura de entrada a los separadores se pueda
determinar las condiciones óptimas de operación para sistemas de separación de
dos y tres etapas para obtener el recobro máximo de liquido en el tanque de
almacenamiento.
106
5. Desarrollar un diseño en donde se considere la variación de la temperatura en
cada cámara de separación y hacer una comparación de líquido recuperado con
un proceso isotérmico, desde el punto de vista técnico y económico.
Esto con la finalidad de poder escoger con cuál de los dos modelos será el
recobro de líquido máximo en el tanque de almacenamiento.
107
BIBLIOGRAFÍA
1. Manual de operaciones Petroproducción (diciembre del 1991)
2. Manual de operaciones Andes Petroleun (febrero de 2006)
3. manual de entrenamiento IPM – PSE servicios de producción (mayo del 2001)
4. Tesis de ingeniería ESPOL de ingeniería en petróleos 1989
SITIOS WEB
1. http://es.wikipedia.org/wiki/Viscosidad
2. http://www.monografias.com/trabajos11/pega/pega.shtml
3. http://www.beite.com.ec/index.php?option=com_content&task=view&id=28
CITAS BIBLIOGRÁFICAS
1. PETROPRODUCCIÓN, Reportes diarios de producción
ANEXOS
108
Anexo I. Hoja de control diario 1
CONTROL DIARIO
PROYECTO WILD
DEPARTAMENTO DE OPERACIONES
Novimbre-01-2009
PARAMETROS PLC PARAMETROS / OPERACION TEMP-
BEARING
TEMP-
BEARIN
G
TEMP-
BEARING
TEMP-
BEARIN
G
TEMP-
BEARIN
G
VALVULA/PRESION VALVULA
WEIR
NIVEL
INTERFACE
VALVULA PSI
SEPARADOR NIVEL PUMP PUMP PUMP MOTOR MOTOR
DIFERENCIAL DIFERENCIAL DIFERENCI
AL PRESION TOMA
INBOARD
OUTBO
ARD CASING
INBOAR
D
OUTBO
ARD
CONTROLA
DOR
VALV
ULA
CONTR
OLADO
R
VALV
ULA
CONTROLA
DOR
SET
MUES
TRA
P
601-
C
P
601-
D
P
601-
C
P
601
-D
P
601-
C
P
601-
D
P
601
- C
P
601
-D
P
601
- C
P
601
-D PRE
SIO
N
TE
M
P
WEI
R
O/
W
INYE
CCIO
N
PP
M
PORC
ENTE
JE
SE
T
PORC
ENTE
JE
SET
PORC
ENTE
JE
BA
ND
A
PORC
ENTE
JE
PORC
ENTA
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IN
TE
R
VALV
ULA
VALV
ULA
PR
OP
OR
VALV
ULA
AGUA/
CRUD
O SETTING SETTING SETTING
LEV
EL
FA
CE
ABIER
TA
ABIER
TA
CIO
NA
L
ABIER
TA GAS
HO
RA PSI F " "
BWP
D
PP
M # # % # % # % # % A/C/G
22:
00 213
16
5 36 57
1747
8
3 7
1 8,6 29 57 27 57 30 GAS
OFF NR OFF 162 OFF 166 OFF 168 OFF 172
3:0
0 216
16
6 36 57
1746
2
4 7
1 8,6 29 57 15 57 30 GAS
OFF NR OFF 161 OFF 165 OFF 167 OFF 171
8:0
0 214
16
5 36 57
1744
3
3 7
1 8,6 29 57 24 57 30 GAS
OFF NR OFF 164 OFF 168 OFF 170 OFF 174
109
11:
00 217
16
3 36 57
1741
0 3 7
1 8,6 29 57 14 57 30 GAS
OFF NR OFF 169 OFF 175 OFF 175 OFF 179
14:
00 216
16
8 36 57
1759
1 3 7
1 8,6 29 57 24 57 30 GAS
OFF NR OFF 171 OFF 175 OFF 178 OFF 181
17:
00 215
16
9 36 57
1754
0 3 7
1 8,6 29 57 19 57 30 GAS
OFF NR OFF 173 OFF 177 OFF 180 OFF 184
HO
RA
SEPARADOR PSI FLUJ
O
ACUM
ULAD
O
PSI
CASI
NG
RAT
A
ACUM
ULAD
O PSI
FLU
JO
PSI
TE
M
P
NIVE
L WOOD GROUP P601-C WOOD GROUP P601-D
INYE-
LAG-7
RATA
LAG-
7 LAG-7
LAG.
7
LAG
-5 LAG-5
INYE
-
LAG-
5
TOT
AL
INTE
RFA HZ AMP
PSI
SU
C
PSI
DESC
PSI
OI
L
WATE
R T* HZ AMP
PSI
SU
C
PSI
DESC
PSI
OIL
WAT
ER T*
22:
00 213
16
5 57
O
F
F
OFF OF
F OFF
OF
F NR 53 80
890 2100 80 OFF 2000
13109 OFF 0 4370 23612
02 2000 1747
8
3:0
0 216
16
6 57
O
F
F
OFF OF
F OFF
OF
F NR 53 80
900 2100 80 OFF 2000
13097 OFF 0 4366 23633
23 2000 1746
2
8:0
0 214
16
5 57
O
F
F
OFF OF
F OFF
OF
F NR 53 80
900 2100 80 OFF 2000
13082
OFF
0 4361 23681
56 2000 1744
3
11:
00 217
16
3 57
O
F
F
OFF OF
F OFF
OF
F NR 53 80
900 2100 80 OFF 2000
13058
OFF
0 4353 23702
62 2000 1741
0
14:
00 216
16
8 57
O
F
F
OFF OF
F OFF
OF
F NR 53 80
900 2100 80 OFF 2000
13193
OFF
0 4398 23724
67 2000 1759
1
17:
00 215
16
9 57
O
F
F
OFF OF
F OFF
OF
F NR 53 80
900 2100 80 OFF 2000
13155
OFF
0 4385 23746
67 2000 1754
0
110
Anexo II. Hoja de control diario 2
CONTROL DIARIO
PROYECTO WILD
DEPARTAMENTO DE OPERACIONES
Novimbre-03-2009
PARAMETROS PLC PARAMETROS / OPERACION
TEMP-
BEARIN
G
TEMP-
BEARIN
G
TEMP-
BEARIN
G
TEMP-
BEARIN
G
TEMP-
BEARIN
G
VALVULA/PRESIO
N
VALVULA
WEIR
NIVEL
INTERFACE
VALVULA
PSI
SEPARADOR
NIVEL PUMP PUMP PUMP MOTOR MOTOR
DIFERENCIAL DIFERENCIA
L
DIFERENCI
AL PRESION TOMA
INBOAR
D
OUTBO
ARD CASING
INBOA
RD
OUTBO
ARD
CONTROLA
DOR
VAL
VUL
A
CONT
ROLA
DOR
VAL
VUL
A
CONTROLA
DOR
SET
MUESTR
A
P
601
- C
P
601
-D
P
601
- C
P
601
-D
P
601
- C
P
601
-D
P
601
- C
P
601
-D
P
601
- C
P
601
-D PRE
SIO
N
TEM
P
WEI
R O/W
INY
ECC
ION
PPM
POR
CEN
TEJE
SET
POR
CEN
TEJE
SET
POR
CEN
TEJE
BAN
DA
POR
CEN
TEJE
PORCENT
AJE
INT
ER
VAL
VUL
A
VAL
VUL
A
PRO
POR
VAL
VUL
A
AGUA/CR
UDO SETTING
SETTIN
G SETTING LEV
EL
FAC
E
ABIE
RTA
ABIE
RTA
CIO
NAL
ABIE
RTA GAS
HOR
A PSI F " "
BWP
D PPM # # % # % # % # % A/C/G
22:00 218 168 36 57
1754
0
3 7
1 8,6 25 57 29 57 30 GAS
OFF NR OFF 170 OFF 174 OFF 176 OFF 180
111
3:00 220 165 37 57
1745
8
3 7
1 8,6 22 57 23 57 30 GAS
OFF NR OFF 163 OFF 167 OFF 169 OFF 172
8:00 213 166 36 57
1751
5
3 7
1 8,6 35 57 26 57 30 GAS
OFF NR OFF 163 OFF 167 OFF 169 OFF 172
11:00 218 165 36 57
1597
4 3 7
1 8,6 29 57 36 57 30 GAS
OFF NR OFF 165 OFF 168 OFF 170 OFF 174
14:00 225 169 36 57
1593
7 3 7
1 8,6 38 57 38 57 30 GAS
OFF NR OFF 169 OFF 172 OFF 175 OFF 178
17:00 223 171 36 57
1764
0 3 7
1 8,6 45 57 24 57 30 GAS
OFF NR OFF 171 OFF 175 OFF 177 OFF 181
HOR
A
SEPARADOR PSI FLU
JO
ACU
MUL
ADO
PSI
CAS
ING
RAT
A
ACU
MUL
ADO PSI
FLU
JO
PSI TEM
P
NIV
EL WOOD GROUP P601-C WOOD GROUP P601-D
INYE-
LAG-7
RAT
A
LAG
-7
LAG-
7
LAG
. 7
LAG
-5
LAG-
5
INY
E-
LAG
-5
TOT
AL INT
ERF
A
HZ AMP PSI
SUC
PSI
DES
C
PSI
OIL
WAT
ER
T*
HZ AMP PSI
SUC
PSI
DES
C
PSI
OIL
WAT
ER T*
22:00 218 168 57 OFF OFF OFF OFF OFF NR 53 80 900 2100 80 OFF 2000
1310
9 OFF 0 4370
2395
264 2000 1747
8
3:00 220 165 57 OFF OFF OFF OFF OFF NR 53 80 900 2100 80 OFF 2000
1309
7 OFF 0 4366
2398
905 2000 1746
2
8:00 213 166 57 OFF OFF OFF OFF OFF NR 53 80 900 2100 80 OFF 2000
1313
6 OFF 0 4379
2402
614 2000 1751
5
11:00 218 165 57 OFF OFF OFF OFF OFF NR 53 80 900 2100 80 OFF 2000
1198
1 OFF 0 3994
2404
609 2000 1597
4
14:00 225 169 57 OFF OFF OFF OFF OFF NR 53 80 900 2100 80 OFF 2000
1195
3 OFF 0 3984
2406
521 2000 1593
7
17:00 223 171 57 OFF OFF OFF OFF OFF NR 53 80 900 2100 80 OFF 2000
1323
0 OFF 0 4410
2408
638 2000 1764
0
112
Anexo III. Potenciales de pozo
113
Anexo IV. Equipos del Separador
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
114
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
115
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Fernando Cumba.
