SEPARACIÓN DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS
Se utilizan en la industria petrolera para separar mezclas de líquido y gas.
Se presentan en los campos petroleros principalmente por las siguientes causas:
-Por lo general los pozos producen líquidos y gas mezclados en un solo flujo
-Hay tuberías en las que aparentemente se maneja sólo líquido o gas; pero debido a los cambios de presión y
temperatura, hay vaporización de líquido o condensación de gas, dando lugar al flujo de dos fases.
-En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos de las compresoras y equipos de procesamiento.
Razones principales por las que es importante efectuar una separación adecuada de líquido y gas, son:
-en campos de gas y aceite, donde no se cuenta con el equipo de separación adecuado y además el gas se quema.
-conveniente eliminarle la mayor cantidad de líquido, ya que ocasiona problemas, tales como: corrosión y abrasión del equipo de transporte,
aumento en 2 las caídas de presión y reducción en la capacidad de transporte de las líneas.
-el flujo de gas frecuentemente arrastra líquidos de proceso, como el glicol, los cuales se deben recuperar ya que tienen un valor considerable.
Equipos de separación aplicados con mayor frecuencia:
Separadores:
Equipos utilizados para separar corrientes de aceite y gas que provienen directamente de los pozos.
Separadores a baja temperatura:
Dispositivos utilizados para la separación de gas y condensados, a baja temperatura, mediante una expansión.
Eliminadores.-
Estos dispositivos se utilizan para eliminar los líquidos (hidrocarburos y agua) de una corriente de gas a alta presión.
Depuradores:
Dispositivos que se utilizan para manejar corrientes con muy altas relaciones gas-líquido.
DESCRIPCIÓN Y CLASIFICACIÓN DEL EQUIPO DE SEPARACIÓN:
Descripción de un separador:
A) Sección de separación primaria:
La separación en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo.
El cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos al separador.
B)
Sección de separación secundaria:
se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas.
Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la turbulencia del flujo debe ser mínima.
C) Sección de extracción de niebla: Se separan del flujo de gas, las gotas pequeñas de líquido que no se
lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del se parador.
D)
Sección de almacenamiento de líquido:
se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas.
Tipos de extractores de niebla:
(Los principios mecánicos bajo los cuales operan los extractores de niebla asentamiento por gravedad, la fuerza centrífuga, el choque y la filtración.)
Extractores de niebla tipo veleta:
placas metálicas formando un laberinto.
Extractores de niebla de malla de alambre:
Consisten básicamente de un cojinete de malla de alambre, que tiene aberturas asimétricas y desalineadas.
Cálculo de la eficiencia
Extractores de niebla tipo cicliconico:
consiste de un conjunto de pares de tubos concéntricos, los cuales están provistos de entradas
tangenciales para el gas. La velocidad del flujo de gas en este tipo de extractores es crítica.
Clasificación de los separadores:
Los separadores pueden clasificarse en su forma geométrica horizontales, verticales y esféricos, para separar dos fases (gas y liquido) o tres (gas, aceite y agua).
Separadores convencionales
Separadores de dos fases en cualquiera de sus formas geométricas.
Separadores verticales: ventajas (fácil mantenerlos limpios, El control de nivel de líquido no es crítico, son muy recomendables para flujos de pozos,
menor tendencia de revaporizacion en los líquidos).
Desventajas (más costosas que los horizontales, difíciles de instalar).
Separadores horizontales: ventajas (
Mayor capacidad para manejar gas, más económicos y adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma).
Desventajas (
No son adecuadas para manejar flujos de pozos y control de nivel más crítico).
Separadores esféricos: ventajas (
Más baratos que los horizontales o verticales, más compactos, más fáciles de limpiar que los dos anteriores,
diferentes tamaños disponibles).
Desventajas (espacio de separación muy limitados).
Separadores de tres fases
Además de separar las fases líquida y gaseosa, separan el líquido en aceite y agua no emulsionada, tiene lugar por diferencia de densidades.
Pueden ser verticales, horizontales y esféricos.
Fundamentos de la separación gas-liquido
Mecanismos de separación:
la separación de gas y líquido se logra mediante una combinación de los siguientes factores: gravedad, fuerza, centrifuga y choque.
Separación por gravedad:
mecanismo de separación que más se utiliza, debido a que el equipo
requerido es muy simple.
Cualquier sección -ampliada en una línea de flujo, actúa como asentador, por gravedad (El asentamiento se debe a que se reduce la velocidad del flujo).
,
Separación por fuerza centrífuga:
La fuerza centrífuga que se induce a las partículas de líquido suspendidas en una corriente de gas,
puede ser varios cientos de veces mayor que la fuerza de gravedad que actúa sobre las mismas partículas. Ley de Stokes se puede aplicar
al proceso de separación centrífuga, sustituyendo g por la aceleración debida a la fuerza centrífuga (a), entonces:
Separación por choque
Este mecanismo de separación es tal vez el que más se emplea en la eliminación de las partículas pequeñas de líquido
suspendidas en una corriente de gas. Se emplea principalmente en los extractores de niebla tipo veleta y en los de malla de alambre entretejido.
La distancia se puede obtener modificando la ley de Stokes.
Principales factores que afectan la eficiencia de separación gas y líquido
Tamaño de partículas de líquido:
-La distribución del tamaño de las partículas de líquido y el volumen de líquido que entra al separador.
-Velocidad del gas.
-Presión de separación
-Temperatura de separación
-Densidades del líquido y del gas.
-Viscosidad del gas.
Cálculo de la capacidad de tratamientos de dos fases
Factores que intervienen en forma fundamental en la capacidad de los separadores de aceite y gas son:
A) El diámetro y la longitud del separador
B) El diseño y arreglo de las partes internas del separador
c) Las carácterísticas físicas y químicas del aceite y el gas que se van a separar. (La densidad del aceite y el gas, la viscosidad del gas,
el equilibrio de las fases, etc.)
D) La presión y la temperatura de operación del separador
E) El número de etapas de separación
F) El nivel del líquido en el separador
G) La tendencia del aceite a formar espuma
H) La cantidad de material sólido arrastrado por los fluidos que se van a separar
I) Las condiciones del separador y de sus componentes
Método gráfico para determinar la capacidad de los separadores horizontales y verticales convencionales
El uso de las gráficas que se presentan a continuación se determina las capacidades de separadores de aceite y gas, eliminando cálculos tediosos.
Los cálculos de las capacidades de gas, están basados en la ley de STOKES, la cual puede ser escrita como sigue:
v = velocidad relativa del líquido que cae en gotas provenientes del gas (pie/seg)
Kv = constante de resistencia a la viscosidad
d = diámetro de las gotas de líquido (pie)
ρL = densidad de las gotas de líquido (lb/pie2)
ρg = densidad del gas (lb/pie2)
μg= viscosidad del gas ( lbm/pie-seg)
g = aceleración de la gravedad (pie/seg2)
Los cálculos suponen que la separación gas-líquido se efectúa por la diferencia de densidades entre el líquido y el gas mediante las velocidades
adecuadas de ambas fases.
Capacidad de líquido de un separador vertical
Las capacidades están basadas en las siguientes consideraciones:
1) Un parámetro, que indica el tiempo de retención
2) Flujo estable, no hay cabeceo
3) Aceite no espumoso
4) La temperatura del aceite debe ser superior a la cual se forma la parafina
5) La densidad relativa del aceite de 350API o mayor
6) La viscosidad de 50 S.S.U. O menor
7) El nivel del líquido en el separador no deberá exceder a tres veces el diámetro del separador
Capacidad de gas de un separador vertical
Las capacidades están basadas en las siguientes consideraciones:
1) VolúMenes medidos a condiciones estándar (60 ºF y 14.7 lb/pg2)
2) Flujo estable, no hay cabeceo
3) Aceite no espumoso
4) Longitud del recipiente de 10 pies
5) Temperatura de operación superior a la de formación de hidratos
6) La densidad relativa del gas de 0.65 (aire=l.0) 7) El gas deberá de acarrear menos de 1.0 gal. De líquido/MMPCD
Capacidad de líquido de un separador horizontal
Las capacidades están basadas en las siguientes consideraciones:
1) Un parámetro que indica el tiempo de retención
2) Flujo estable, no hay cabeceo
3) Aceite no espumoso
4) La temperatura del aceite debe ser superior a la cual se forma la parafina
5) La densidad relativa del aceite de 350API o mayor
6) La viscosidad de 50 S.S.U. O menor
7) La longitud del recipiente de 10 pies
Capacidad de gas de un separador horizontal
Las capacidades están basadas en las siguientes consideraciones:
1) VolúMenes medidos a condiciones estándar (600F, 14.7 lb/pg2 )
2) Flujo estable, no hay cabeceo
3) Aceite no espumoso
4) Longitud del recipiente de 10 pies
Optimización de la presión de separación en un sistema de separación en etapas
Dos aspectos importantes para optimizar las presiones de operación:
-Obtener en el tanque de almacenamiento la mayor cantidad de líquidos, que se encuentran estabilizados.
–
Mínimos requerimientos de compresión.
La separación gas-aceite se inicia desde el momento del depresionamiento del aceite a partir del fondo del pozo hasta los separadores y
se lleva a efecto en dos formas:
-Separación diferencial.
– Separación Flash
Método empírico para calcular la presión de separación en un sistema de separación en etapas
T. Frick, publicó una tabla que puede
ser útil para formarse un criterio, respecto al número de etapas de separación, en una central de recolección (batería).
Presiones optimas de separación en un sistema de separación en etapas:
La presión optima de separación en un sistema en cada etapa de un sistema de separación en etapas, aquella en la cual se recupera el
máximo volumen del líquido a condiciones estándar por el volumen producido por el yacimiento. Para su cálculo se requieren datos de una
separación instantánea por diferentes presiones.