SEPARADORES DE HIDROCARBUROS.

Muchos piensan que los pozos de petróleo son capaces de producir aceite puro similar a la miel y que lo único que se hace es introducir un recipiente, y ya está listo para ser utilizado en su vehículo ya sea una moto o un carro. Esto no es cierto ya que lo que sale del pozo petrolífero es una mezcla irreconocible de agua, gas, arena y por supuesto “CRUDO”

Los separadores de hidrocarburos poseen un servicio esencial dentro de los campos petrolíferos. Su funcionamiento es importante en el proceso de separación. Recordemos que los pozos, son una mezcla de crudo, agua, gas y arena. Los separadores, disuelven esta emulsión en varias partes y esto no surge mágicamente, sino que siguiendo ciertos principios se logran dichos objetivos, tal es el caso de la fuerza de gravedad. Si se toma un frasco de vidrio y se introduce aceite, agua y se deja un espacio para el gas que en este caso será oxigeno, vemos que los tres fluidos están mezclados. 

Debido a las densidades de los mismos, la fuerza de gravedad hace que estos se separen en 3 capas donde el más pesado que es el agua, va hacia la parte inferior del recipiente. El aire lo encontraremos en la parte superior. Finalmente, el aceite siendo más pesado que el aire y menos que el agua se concentra en medio de los dos fluidos.

solubilidad
imagen tomada de: http://www.infocatolica.com/blog/reforma.php/1510110542-342-sinodo-agua-y-aceite-orem

El separador de hidrocarburos funciona igualmente y similar a nuestro modelo de solubilidad explicado y mostrado anteriormente, con la diferencia que este está diseñado para procesar el flujo de forma continua y no estática como en el ejemplo.

En la práctica, los separadores son conocidos como: trampas, deshidratadores de gases, depuradores, filtros, cámaras de destilación o expansión. Todos estos nombres son aplicables porque describen correctamente varios aspectos de los separadores. 

No es de sorprenderse si escucha estos nombres, cualquiera sea el nombre de lo mencionado anteriormente separará los gases y escombros de los fluidos de los pozos de petróleo. El tipo de separador más común en la industria es un tanque cilíndrico, ya que este entra por medio del tanque y en la parte superior sale el gas a través de un orificio de escape. Aquí usted también verá los elementos de seguridad del separador, una válvula de escape y en algunos separadores, un disco de ruptura o cabeza de seguridad, una válvula de control de nivel o válvula de descarga ubicada en la parte inferior del tanque.

Al aumentar el nivel del líquido, el controlador de nivel del mismo abre la válvula de control para así mantener el debido nivel del líquido dentro del tanque. También el tanque debe contener un desagüe para evacuar las acumulaciones sólidas. 

Los manómetros, rotámetros ayudan a monitorear la presión y los niveles de fluido dentro del separador.

Este es el principio físico de los separadores de hidrocarburos, algunos pueden ser más grandes o pequeños y el tanque puede tener cualquier descripción geométrica ya que este puede ser vertical, horizontal, o esférico. Lo importante es que estos rasgos básicos son pertinentes a todos los diferentes tipos de separadores. Ahora bien: Un separador puede ser de dos o tres fases. Los de 2 fases sirven para separar los gases de los líquidos y los de 3 fases sirven para separar crudo, gas y agua.

Un separador tiene la característica de separar líquidos a una presión y temperatura específica. Para el funcionamiento eficaz y estable de un separador expuesto a diferentes condiciones, el separador de 2 fases tiene una sección primaria de separación, otra secundaria igualmente de separación. La sección de acumulación del líquido, la de extracción de la neblina del aceite junto con los dispositivos de control de seguridad en la sección primaria conforman el tanque separador; los cuales remueven la mayor parte del líquido y de la corriente que entra.

primeramente, las partículas y burbujas de gas más grandes son retiradas para minimizar turbulencias y la recombinación de las partículas. Para hacer esto, se cambia la dirección y velocidad del flujo. La fuerza centrifugada por el deflector de entrada y el entubado interno facilita el cambio en la dirección del flujo y la reducción de la velocidad de la corriente del líquido. Una vez reducida la velocidad del líquido, la gravedad separa del gas las gotas más grandes del líquido en la sección secundaria de separación. La eficiencia de esta sección depende del gas, propiedades del fluido, tamaño de las partículas y el grado de turbulencia. Algunos diseños utilizan enderezadores para reducir estas turbulencia.

Antes de que el gas salga del tanque hacia la atmósfera, el extractor de neblina del aceite atrapa las pequeñas gotas del líquido e la fase final de separación. El extractor puede ser una serie de tiras, malla metálica o cámara ciclonal.

Hay otros diseños que al día de hoy se usan como, por ejemplo: Los de malla metálica. Los líquidos son conectados en la sección de acumulación. El líquido es mínimamente perturbado por el flujo del gas.

Aquí hay dos cosas que determinan la capacidad: el aumento inesperado del flujo del líquido y el tiempo que este debe permanecer para el eficiente desprendimiento del gas de la solución. Este gas es el que estuvo disuelto en la corriente del líquido. Cuando el controlador de nivel del líquido detecta el límite del mismo, se abre la válvula que controla el líquido, luego este mismo es almacenado o procesado. Los separadores pueden tener medidores para observar el nivel de líquidos. Estos dispositivos permiten que el operador verifique su nivel si está en campo, aunque desde un sistema SCADA es posible revisar. Los separadores tienen diferentes equipos de seguridad. Estos deben incluir un orificio de escape y una válvula de escape o disco de ruptura, deben estar ubicados en la parte superior del tanque.

Los fluidos provenientes de los pozos entran al separador para entrar con el deflector fijo de entrada. Estos fluidos combinan de dirección y velocidad al ponerse en contacto con el deflector. Los fluidos más pesados resisten el cambio de dirección y los menos pesados fluyen en dirección de la deflexión.

Algunos líquidos son empujados hacia las paredes del separador donde son drenados hacia la parte inferior del separador. El gas sube llevando consigo partículas de aceite en forma de neblina. Esta mezcla es filtrada por el extractor.

El extractor es una malla metálica la cual captura las partículas en la neblina en forma de pequeñas gotas que aumentan en tamaño y caen en el líquido de la sección de acumulación.

El controlador de nivel del líquido abre la válvula que retiene el líquido para que fluya del separador a las instalaciones de almacenamiento u otras instalaciones.

El gas sale por el orificio de escape localizado en la parte superior del tanque. Los líquidos y sólidos se acumulan en la sección de acumulación. Debido a que esta sección está aislada de la turbulencia de la corriente del líquido. La gravedad separa los sólidos más densos para asentarlos en el fondo del tanque. Estos sólidos son eliminados durante las labores de mantenimiento. Los líquidos continúan acumulándose hasta que alcanzan un nivel límite.

TIPOS DE SEPARADORES DE HIDROCARBUROS.

SEPARADORES VERTICALES DE 2 FASES

Es adecuado para trabajar con fluidos de gran contenido líquido y bajo volumen de gas. Estos separadores son usados cuando el fluido contiene grandes cantidades de lodo y arena. Su facilidad de limpieza y drenaje lo hacen útil en estas situaciones.

El fluido entra en la parte media del tanque. Los deflectores de entrada cambian la dirección y velocidad del flujo. Cuando esto ocurre, se disminuye la marcha del mismo y los gases tienden a moverse en dirección de la deflexión y hacia arriba. En vista de que los fluidos no cambian de dirección tan fácilmente como los gases, estos caen al fondo del tanque debido a la fuerza de gravedad a subir los gases muchas gotas son detenidas por la malla del extractor. Estas gotas se hacen mpas grandes hasta que su peso hace que ellas caigan nuevamente a la sección  de acumulación. El gas sale por un orificio del tanque localizado en la parte superior del mismo al aumentar el nivel del liquido en la parte inferior del tanque se abre la válvula que lo retiene permitiendo la salida del mismo por un orificio de salida.

SEPARADORES HORIZONTALES DE 2 FASES

La posición horizontal aumenta el área de superficie del liquido lo cual permite una mayor eficiencia en la separación de los gases. Esta es la razón  por la cual los separadores horizontales de 2 fases son utilizados cuando el fluido contiene un alto volumen de gas. Este separador horizontal tiene la sección primaria de separación cerca de la entrada. Tanto en la sección secundaria de separación como en la de extracción, están ubicados en la parte superior del cilindro. Los líquidos se acumulan en la parte inferior del tanque.

Cuando el fluido entra, este es recibido por un deflector. El movimiento del líquido cambia temporalmente permitiendo que el líquido caiga al fondo. Los gases y el rocío del fluido suben por los enderezadores en donde las gotas del líquido aumentan en tamaño para luego caer a la sección de acumulación.Estos a la vez sirven para enderezar el flujo del gas que sube.

Cuando el gas pasa por el extractor, el resto es acumulado en la malla del mismo. Luego el gas sale por el orificio de escape. El liquido acumulado en la parte inferior del tanque es separado del flujo de gas por una serie de láminas divisorias.

Los sólidos son removidos periódicamente. El nivel del liquido aumenta hasta alcanzar un nivel especifico en este instante. El controlador de nivel del liquido abre la válvula que lo retiene permitiendo la salida del liquido por el orificio de salida.

SEPARADORES HORIZONTALES DE 2 FLUIDOS

Que haría usted si el fluido aumentara repentinamente y aparecieran burbujas de gas en el mismo? Debería usar un separador más eficiente. El principio de funcionamiento es similar al separador horizontal de 2 fases solo que por los volúmenes de flujo se expande la aplicación. Hay un mayor espacio de separación y se interconectan las tuberías de bajada. Puede funcionar similar a un separador de 3 fases.

SEPARADORES DE HIDROCARBUROS ESFÉRICOS

Es más pequeño que el cilíndrico y muy eficiente en la separación de gas y manejo de líquidos en áreas limitadas. Sin embargo cuando la corriente contiene mucha arena, lodo, componentes espumosos o aumentos inesperados en el flujo, el uso de este tipo de separador no es eficiente.

Posee 4 secciones: en la parte superior están las 3 secciones usadas en la separación del gas y en la parte inferior está la sección de acumulación del liquido. El fluido entra por la parte superior. Adentro el liquido es efectuado en la superficie de la esfera y a lo largo de las paredes de una cúpula que cubre el extractor de los vapores. Cuando el liquido llega a la parte inferior de la esfera, el gas y los vapores del liquido empiezan a subir. Las gotas del vapor se condensan y caen.

El gas sale del tanque por una tubería vertical que se encuentra sobre el extractor. A diferencia de otros separadores, el orifico de escape de gas se encuentra en la parte inferior de la esfera mientras que el crudo se acumula en la parte inferior de la esfera, la gravedad hace que los sólidos y el agua se acumulen en el fondo del tanque el cual está regulado por el controlador de nivel de líquidos. Este sale por un orifico que está cerca del fondo de la esfera.

Los separadores verticales de 3 fases tiene el mismo principio que los de 2 fases, la diferencia está en la sección de acumulación del fluido.

INSTRUMENTACIÓN

El control de nivel de los líquidos reacciona con el nivel de acumulación. Este podría ser un flotador, un contador o un dispositivo neumático conectado a la válvula que controla el nivel del liquido. Esto previene que los niveles de los líquidos suban  demasiado alto y que salgan por el escape del gas. Estos controles previenen que el nivel de crudo disminuya extremadamente en volumen haciendo que el gas salga también por el orificio de salida del crudo.

Los controladores de presión de los gases podrían ser externos o válvulas de contrapresión cercanas al separador. Estos también podrían ser otros tanques, válvulas o reguladores. La válvulas de contrapresión podrían ser controladas por el peso, por un resorte a presión o un piloto. La presión del separador es mayor que la del tanque de almacenamiento pero menor que la del pozo.

Esta diferencia de presión es necesaria para separar los gases de los líquidos. Los controladores de la presión de los gases son regulados para que los gases salgan sin ningún problema y los vapores permanezcan en su estado liquido.

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fabio figueroa

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