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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
ESCUELA DE PETRÓLEOS
TRABAJO PROFESIONAL PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE:
TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
TEMA
IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE CONTROL CONTECNOLOGÍA DE PUNTA A UN SEPARADOR DE PRUEBAEN LA ESTACIÓN LAGO AGRIO DE PETROPRODUCCIÓN
POR: SEGUNDO EFRAÍN MONTEROS MENA
DIRECTOR: ING. PATRICIO JARAMILLO
QUITO – ECUADOR
AGOSTO - 2008
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II
DECLARATORIA
Yo, Segundo Efraín Monteros Mena, declaro bajo juramento que el trabajo
realizado es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional y he consultado las referencias bibliográficas que
se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectualcorrespondientes a este trabajo a la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA
EQUINOCCIAL, según lo establecido por la Ley de propiedad intelectual, por su
reglamento y la normativa institucional vigente.
_______________________
Segundo Efraín Monteros M.
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III
DEDICATORIA
Esta carrera la dedico principalmente a
mi esposa y a mis hijos por el apoyo y
comprensión brindados durante todo
este tiempo.
El desarrollo profesional requiere de
muchos sacrificios familiares y
personales como también de las
personas que lo rodean, por cuanto el
éxito no siempre es personal.
Mi título también está dedicado a esas
personas especiales que compartieron
junto a mí de esos momentos para la
obtención de éste título.
Segundo Efraín Monteros Mena
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IV
AGRADECIMIENTO
A Dios quien es el creador y hacedor
de todo cuanto existe, a mi padre que
desde el cielo está conmigo, quién no
pudo presenciar esta meta, a mi madre
quien ha sabido transmitir los valores
éticos y morales, a mis familiares y
amigos que me han apoyado
incondicionalmente en el transcurso de
esta carrera.
A mis compañeros de trabajo que con
su voz de aliento no han dejado que
renuncie y concluya esta etapa de mi
vida.
Efraín Monteros Mena
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V
CERTIFICACIÓN TUTOR
Certifico que el presente Trabajo profesional ha sido elaborado por el señor
Segundo Efraín Monteros Mena, en todo su contenido y bajo mi dirección.
TUTOR,
ING. PATRICIO JARAMILLO
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VI
CERTIFICACIÓN DECANO
Certifico que el presente Trabajo profesional ha sido elaborado por el señorSegundo Efraín Monteros Mena, en todo su contenido.
____________________________
DECANO DE LA FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
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VII
ÍNDICE DE CONTENIDOS
Declaratoria .............................................................................................................. II
Dedicatoria .............................................................................................................. III
Agradecimiento ....................................................................................................... IV
Certificación tutor ..................................................................................................... V
Certificación decano ................................................................................................ VI
Índice de tablas .................................................................................................... XIV
Índice de figuras .................................................................................................... XV
Resumen .................................................................................................................. 1
Abstract .................................................................................................................... 3
CAPÍTULO I .......................................................................................... 5
1.1
Planteamiento del problema .......................................................................... 5
1.2 Justificación. .................................................................................................. 5
1.3
Fundamentos. ................................................................................................ 7
1.4 Objetivos ........................................................................................................ 7
1.4.1
Objetivo General. ........................................................................................... 7
1.4.2
Objetivos Científicos Tecnológicos ............................................................... 8
1.4.2.1 Objetivos Específicos. ............................................................................... 8
1.5 Metodología de Investigación. ....................................................................... 8
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VIII
1.5.1
Diseño de la Investigación ............................................................................. 8
1.5.2 Métodos de Investigación .............................................................................. 9
1.5.3
Técnicas de Investigación ............................................................................. 9
CAPÍTULO 2 ....................................................................................... 11
MARCO REFERENCIAL ........................................................................................ 11
2.1
Estación de producción tipo. ....................................................................... 11
2.1.1
Distribución de los equipos o Facilidades de Producción. ........................... 11
2.1.2
Múltiples. ....................................................................................................... 14
2.1.3 Separadores. ................................................................................................ 14
2.1.4
Separador vertical (Bota de Gas). ................................................................ 15
2.1.5
Tanques. ....................................................................................................... 16
2.1.5.1 Tanque de lavado. ...................................................................................... 17
2.1.5.2
Tanque de surgencia o reposo. ................................................................ 17
2.2 Localización de la Estación. ........................................................................ 18
2.3
B ................................................................................................................... 19
2.3.1 Bombas centrífugas. ..................................................................................... 19
2.3.2
Bombas reciprocantes. ................................................................................. 20
2.4. Equipos de superficie asociados. ................................................................ 21
2.4.1 Generadores. ................................................................................................ 21
2.4.2
Compresores. ............................................................................................... 23
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IX
2.4.3
Sistemas contra incendios. ........................................................................... 24
CAPÍTULO 3 ....................................................................................... 26
DESCRIPCIÓN Y CLASIFICACIÓN DEL EQUIPO DE SEPARACIÓN ................ 26
3.1 Equipos de separación ................................................................................ 26
3.2
Descripción de un separador ...................................................................... 27
3.3
Clasificación de los separadores ................................................................. 30
3.3.1
Separadores convencionales ...................................................................... 30
3.3.2
Separadores de dos fases ........................................................................... 35
3.3.3 Separadores de tres fases .......................................................................... 35
3.3.3.1
Separadores horizontales ........................................................................ 37
3.3.3.2
Separadores Verticales ........................................................................... 40
3.4
Aplicaciones del separador horizontal y vertical ......................................... 43
3.4.1
Separador Horizontal ................................................................................... 43
3.4.2 Separador Vertical ....................................................................................... 43
3.5
Partes internas del separador. .................................................................... 44
CAPÍTULO 4 ....................................................................................... 49
FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE MEZCLAS GAS – LÍQUIDO ........... 49
4.1
Mecanismos de separación. ........................................................................ 49
4.1.1
Separación por gravedad. ........................................................................... 49
4.1.2 Separación por fuerza centrífuga. ............................................................... 50
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X
4.1.3
Separación por choque. .............................................................................. 51
4.2 Factores que afectan la eficiencia de separación de gas y líquido. ........... 51
4.2.1
Tamaño de las partículas del líquido. .......................................................... 51
4.2.2
Distribución de las partículas de líquido y el volumen que entra al
separador. .................................................................................................... 52
4.2.3
Velocidad del gas. ....................................................................................... 53
4.2.4 Presión de separación. ................................................................................ 54
4.2.5 Temperatura de separación. ....................................................................... 54
4.2.6 Densidad del líquido y gas. ......................................................................... 56
4.2.7
Viscosidad del gas. ...................................................................................... 56
CAPÍTULO 5 ....................................................................................... 57
FUNCIONAMIENTO ACTUAL DEL SEPARADOR BIFÁSICO DE PRUEBA GAS –
LÍQUIDO ................................................................................................................. 57
5.1
Instrumentos para medición de nivel. .......................................................... 57
5.2
Instrumentos para medición de flujo de gas. .............................................. 58
5.3
Instrumento para medición de flujo de líquido. ........................................... 59
5.4
Descripción del sistema de control. ............................................................. 59
CAPÍTULO 6 ....................................................................................... 63
INSTRUMENTACIÓN PROPUESTA PARA UN SEPARADOR TRIFÁSICO DE
GAS – LÍQUIDO ..................................................................................................... 63
6.1
Instrumentos para medición de nivel. .......................................................... 64
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XI
6.1.1
Selección de transmisores de nivel. ............................................................ 64
6.1.2 Selección de interruptores de nivel. ............................................................ 66
6.1.3
Selección de indicadores de nivel. .............................................................. 68
6.2 Instrumentos para medición de presión y temperatura. .............................. 68
6.2.1
Selección de transmisor de presión. .......................................................... 68
6.2.2
Selección de transmisores de temperatura. ............................................... 70
6.2.3
Selección de indicadores de presión. .......................................................... 72
6.2.4
Selección de indicadores de temperatura. .................................................. 73
6.3 válvulas para control automático. ................................................................ 74
6.3.1
Procedimientos para selección de válvulas de control. .............................. 75
6.3.2
Selección de Válvula para control de ingreso de producto. ........................ 76
6.3.3 Selección de Válvula para control de presión de gas. ................................ 78
6.3.4 Selección de Válvula para control de salida de crudo. ............................... 78
6.3.5 Selección de Válvula para control de salida de agua. ................................ 79
6.4
Instrumentos para medición de flujo. .......................................................... 79
6.4.1 Selección de medidor de flujo de gas. ........................................................ 79
6.4.2 Selección de medidor de flujo de agua. ...................................................... 81
6.4.3 Selección de medidor de flujo de crudo. ..................................................... 83
6.5
Medidor de corte de agua. ........................................................................... 83
6.6 Controlador del proceso .............................................................................. 86
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XII
6.6.1
Normas Aplicables para selección. ............................................................. 86
6.6.2 Dimensionamiento del controlador. ............................................................. 87
CAPÍTULO 7 ....................................................................................... 90
CALIBRACIÓN DE INSTRUMENTOS ................................................................... 90
7.1
Documentación de los sistemas de medición y su calibración ................... 90
7.1.1
Registro de los Instrumentos ....................................................................... 90
7.1.2
El contenido mínimo de un Certificado de Calibración debe ser: ............... 91
7.1.3
Recolección de datos .................................................................................. 91
7.2 Normas ISO 17025 e ISO 9001 .................................................................. 92
7.2.1
Características y requerimientos ISO 9001: ............................................... 92
7.2.2
Las aportaciones de ISO 17025 y que la diferencian de ISO 9001
son: .............................................................................................................. 93
7.3
Procedimiento de calibración de transmisores de nivel. ............................. 94
7.4 Procedimiento de calibración de transmisores de presión. ........................ 95
7.5 Procedimiento de calibración de transmisores de temperatura. ................. 96
7.6
Procedimiento de calibración de válvulas de control. ................................. 98
7.7
Procedimiento de calibración de transmisores de flujo. ............................ 100
7.7.1 Transmisor de flujo para líquidos. ............................................................. 100
7.7.2
Transmisor de flujo para gas. .................................................................... 101
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XIII
CAPÍTULO 8 ..................................................................................... 103
IMPLEMENTACIÓN DE LA LÓGICA DEL SISTEMA DE CONTROL. ................ 103
8.1
Descripción general del sistema de control. ............................................. 103
8.2 Variables de entrada. ................................................................................ 106
8.3
Variables de salida. ................................................................................... 107
8.4
Programación del controlador. .................................................................. 107
8.5
Procedimiento de puesta en servicio. ....................................................... 108
8.6
Procedimiento de parada. ......................................................................... 109
8.7 Comentarios. ............................................................................................. 110
CAPÍTULO 9 ..................................................................................... 112
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. ...................................................... 112
9.1
Conclusiones. ............................................................................................ 112
9.2 Recomendaciones. .................................................................................... 113
Glosario de Términos y Abreviaturas ................................................................... 120
Bibliografía............................................................................................................ 124
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XIV
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 6.1.- Datos del proceso …………………………………………………………63
Tabla 6.2.- Rangos de temperatura a métodos más comunes de medición…….71
Tabla 8.1.- Tipos de señal de las variables de entrada……………………………106
Tabla 8.2.- Tipos de señal de las variables de salida……………………………...107
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XVI
Figura 3.6: Separador horizontal con vertedero .................................................... 39
Figura 3.7: Separador trifásico horizontal con depósito de petróleo ..................... 40
Figura 3.8: Separador trifásico vertical .................................................................. 42
Figura 3.9: Métodos de control de nivel en separadores trifásicos verticales ....... 43
Figura 3.10: Desviador de flujo .............................................................................. 44
Figura 3.11: Entrada ciclónica ................................................................................ 45
Figura 3.12: Rompeolas con bafle perforado ......................................................... 46
Figura 3.13: Rompedor de niebla ........................................................................... 46
Figura 3.14: Rompedor de turbulencia .................................................................. 47
Figura 3.15: Extractor de niebla ............................................................................. 48
Figura 5.1: Visor de Nivel de líquido ...................................................................... 57
Figura 5.2: Computador de flujo modelo ECR. ...................................................... 58
Figura 5.3: Medidor de Turbina .............................................................................. 59
Figura 5.4: Válvula de Resorte. .............................................................................. 61
Figura 6.1: Principio del medidor capacitivo .......................................................... 64
Figura. 6.2: Transmisor de nivel tipo capacitivo ..................................................... 65
Figura. 6.3: Switch de nivel tipo ultrasónico ........................................................... 67
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XVII
Figura. 6.4: Interruptor de nivel tipo capacitivo ...................................................... 67
Figura. 6.5: Visor de nivel de vidrio ........................................................................ 68
Figura. 6.6: Transmisor de presión con sello ......................................................... 70
Figura. 6.7: Transmisor de temperatura ................................................................ 72
Figura. 6.8: Indicador de Presión de tubo Bourdon ............................................... 73
Figura. 6.9: Indicador de Temperatura .................................................................. 74
Figura. 6.10: Válvula de Control Neumática .......................................................... 75
Figura 6.11: Válvula de Control Neumática de Tres Vías ...................................... 77
Figura. 6.12: Medidor de Flujo Tipo Cono ............................................................. 81
Figura. 6.13: Medidor de flujo tipo turbina – corte ................................................. 82
Figura. 6.14: Medidor de Flujo Tipo Turbina .......................................................... 83
Figura 6.14: Medidor de Corte de Agua ................................................................. 85
Figura 6.15: Computador de Flujo Scanner 1131C ............................................... 89
Figura. 7.1: Transmisor de Nivel en Calibración .................................................... 95
Figura. 7.2: Transmisor de Presión en Calibración ............................................... 96
Figura. 7.3: Calibrador de temperatura portátil ...................................................... 98
Figura. 6.4: Banco de Pruebas de Válvulas de control .......................................... 99
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XVIII
Figura 7.5: Transmisor de Flujo en Calibración ................................................... 101
Figura 7.6: Transmisor de Flujo de Gas .............................................................. 102
Figura 8.1: Pantalla Scanner 1131 ....................................................................... 105
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XIX
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo No. 1 - Plano P&ID instrumentación separador...………………………...116
Anexo No. 2 – Hojas de datos Instrumentos..………………………………..…....117
Anexo No. 3 – Costos de los equipos para implementación…………….. ……..118
Anexo No. 4 – Catálogos de los equipos sugeridos………………………..……..119
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1
RESUMEN
El presente trabajo de investigación se refiere al diseño de un modelo básico
para ser aplicado al separador trifásico y en combinación con otros dispositivos
de campo (equipos e instrumentos) realizarán un control adecuado dentro de
los parámetros más aceptables en el proceso de tratamiento de producción de
crudo proveniente de los pozos hasta la Estación Central de Lago Agrio de
Petroproducción.
Este trabajo de investigación esta dividido en 9 Capítulos. En el Capitulo 2, se
hace una breve descripción de la ubicación del Campo Lago Agrio y de los
equipos e instrumentos utilizados en el proceso de explotación del petróleo, se
incluye información sobre la distribución de los equipos y facilidades de
producción, así como de manifolds, separadores y tanques de tratamiento de
fluidos, etc.
El capitulo 3, se refiere a la descripción de los distintos tipos y sistemas de
separación de crudo, así como también de los principales componentes para su
funcionamiento.
En el capitulo 4 se hace referencia a los mecanismos que se utilizan en la
separación y a los factores que afectan la eficiencia de la separación como son:
velocidad del gas, presión, temperatura, densidad y viscosidad.
Luego de la identificación y recopilación de datos, en el capitulo 5 encontramos
información sobre los equipos instalados y en funcionamiento del separador y
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2
de los instrumentos que realizan el control del proceso, como medidores de
nivel, medidores de flujo de gas, medidores de flujo de liquido, etc.
Los Capítulos 6, 7 y 8, contienen la parte principal de este trabajo de
investigación, en ellos se centra la descripción e identificación de los
instrumentos que intervendrán en la funcionalidad del equipo de separación,
tomando como base las normativas existentes en el país y a nivel
internacional, además se describen los procedimientos para ajuste de los
instrumentos en campo y así obtener mediciones lo más cercanas a lo real de
tal manera que nos permita seleccionar dichos equipos e instrumentos.
En la parte final del trabajo de investigación se señalan algunas conclusiones y
recomendaciones con el fin de cumplir con el objetivo propuesto y orientar al
mejoramiento del sistema de control actual del separador de prueba y concluir
señalando sobre la importancia de la aplicación del sistema planteado y
desarrollo en otros campos de Petroproducción.
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3
ABSTRACT
The present work of investigation talks about the design of a basic model to be
applied to the three-phase separator and in combination with other devices of
field (equipment and instruments) they will carry out a control adapted within the
most acceptable parameters in the process of treatment of crude production of
originating of wells until the Central station of Bitter Lake of Petroproducción.
This work of divide investigation this in 9 Chapters. In Chapter 2, a brief
description becomes of the location of the Field Bitter Lake and of the
equipment and instruments used in the process of operation of petroleum, it
includes information on the distribution of the equipment and facilities of
production, as well as of manifolds, separators and tanks of treatment of fluids,
etc.
The chapter 3, talks about the description of the different types and systems of
separation from crude, as well as of the main components for its operation.
In chapter 4 reference to the mechanisms that are used in the separation and to
the factors becomes that as: affect the efficiency of the separation speed of the
gas, pressure, temperature, density and viscosity.
After the identification and data summary, in chapter 5 we found information on
the installed equipment and in operation of the separator and of the instrumentsthat carry out the control of the process, like measurers of level, measurers of
gas flow, measurers of liquid flow, etc.
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4
The chapters 6, 7 and 8, contain the main part of this work of investigation, in
them it concentrates the description and identification of the instruments that will
take part in the functionality of the separation equipment, taking as it bases the
existing norms on the country and to international level, in addition describe the
procedures for adjustment of the instruments in field and thus to obtain the
measurements nearest the real thing in such a way that it allows to select to
these equipment and instruments us.
In the final part of the work of investigation to some conclusions and
recommendations are indicated with the purpose of to fulfill the proposed
objective and to orient to the improvement of the present control system of the
test separator and to conclude indicating on the importance of the application of
the raised system and development in other fields of Petroproducción.
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5
CAPÍTULO I
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Tomando en cuenta la importancia en la medida de los volúmenes de
producción de crudo que Petroproducción extrae a la superficie en cada una de
sus estaciones es de carácter imprescindible la utilización de métodos óptimos
para la evaluación y contabilización de los flujos obtenidos para un registro
adecuado y lo más exacto posible; ésta exactitud depende principalmente de
los instrumentos que se utilizan en el proceso de medición de flujos y que
combinados con otros factores externos como son la presión y la temperatura
de los fluidos que afectan en sus propiedades físicas como son la densidad y
viscosidad, se obtienen valores irreales o datos falsos.
La combinación de los instrumentos debe tener la capacidad de integrar estas
variables y calcular los volúmenes netos ajustados de acuerdo a normas
internacionales como API que es la que rige en nuestro país.
1.2 JUSTIFICACIÓN.
Dado que en el sector hidrocarburífero no existe un modelo confiable para
medir la producción real de los pozos petrolíferos y que en la mayoría de
compañías explotadoras de este recurso no cuentan con dicha herramienta, los
modelos que utilizan son variados de acuerdo a métodos tradicionales y
antiguos.
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6
Para ello este trabajo abordará la definición de un modelo que permita
determinar la producción real de crudo de cada uno de los pozos productores
mediante la automatización de un separador trifásico de prueba, en el cual se
utilizarán equipos de última generación y que se encuentren enmarcados bajo
Normas internacionales como son: API, AGA, ASME, ISO 9001, CSA, UL, FM,
NEMA.
Esta problemática se tolera cotidianamente en las empresas de producción que
necesitan determinar los fluidos que producen con pocos datos. Es decir, el
desarrollo de este modelo implica que ante la necesidad del cliente, solo se
cuenta con una o dos reuniones para tomar conocimiento y comprender la
problemática.
A partir de los datos obtenidos en las primeras reuniones con personal de
operación de Petroprodución, la empresa debe lograr datos lo más preciso
posible para cumplir con dos premisas básicas para la implementación del
modelo:
Lograr un compromiso de que los datos obtenidos son reales y que pueda
cumplirse y no generar falsas expectativas
Contar con la precisión de los datos obtenidos de cada instrumento que
evite desvíos.
Es real que para determinar los datos no es solo una aproximación, pero
justamente la idea es identificar los mecanismos suficientes para que dichos
datos resulte lo menos distante posible de la realidad.
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1.3 FUNDAMENTOS.
Para ello se propone en este trabajo identificar los elementos faltantes como
los productos de trabajo, definirlos y aplicarlos en un proyecto de hardware y
software determinado. Dicho proyecto será la implementación y aplicación de
un software específico denominado Scan Win y Scan Flash. Este software es
una aplicación que permitirá a la industria realizar un control preciso de la
producción de crudo.
Dicho software es desarrollado por Cameron Measurement Systems, de esta
forma podrá demostrarse la efectividad de esta herramienta, es decir, existirá
en principio un elemento fehaciente para validar el resultado del presente
trabajo. Es muy probable además que durante la investigación se sumen
nuevos proyectos de desarrollo que serán llevados adelante bajo estas
metodologías, reforzando y ajustando los datos obtenidos durante la
investigación.
1.4 OBJETIVOS
1.4.1 Objetivo General.
Diseñar un modelo básico “Implementación de un sistema de control con
tecnología de punta a un separador de prueba” para ser aplicado al separador
trifásico, definiendo la utilización de equipos e instrumentos que constituyenherramientas de última generación para su implementación.
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8
1.4.2 OBJETIVOS CIENTÍFICOS TECNOLÓGICOS
1.4.2.1 Objetivos Específicos.
1. Analizar y comprender el funcionamiento del separador trifásico.
2. Estudiar los principales métodos de separación de los fluidos
provenientes del pozo.
3. Definir un modelo preliminar para el equipo seleccionado.
4. Identificar los elementos faltantes en el separador para su total control.
5. Seleccionar y dimensionar los elementos faltantes.
6. Aplicar el modelo en el/los proyecto/s de desarrollo establecido/s para las
pruebas pertinentes.
7. Obtener las mediciones que darán sustento a la validación de lo realizado
en el punto 3.
8. Ajustar o calibrar los elementos basados en los resultados de/los
instrumentos patrón.
9. Validar el método resultante con personal técnico que tengan amplia
experiencia en operación del separador.
10. Ajustar nuevamente el modelo a partir de los datos obtenidos en las
reuniones con personal técnico del punto 9.
1.5 METODOLOGÍA DE INVESTIGACIÓN.
1.5.1 Diseño de la Investigación
El diseño de la investigación se realizó a partir de los objetivos que se
plantearon al inicio del proyecto y que han quedado recogidos anteriormente.
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Lo primero que se decidió fue escoger el lugar en que se iba a llevar a cabo la
experiencia. Se seleccionó la estación Central de Lago Agrio por ser una de las
primeras que entraron en funcionamiento y posee equipos de mucha
antigüedad.
Una vez decidido el lugar en el que se llevaría a cabo el proyecto, se determinó
el área sobre la que se iba a trabajar siendo ésta en los separadores. Se
seleccionó la automatización de los mismos para determinar las ventajas de
poseer un sistema totalmente automático frente a un sistema manual, de forma
que se pudieran analizar las diferencias existentes entre ambos métodos.
1.5.2 Métodos de Investigación
Para alcanzar los objetivos propuestos en este trabajo de investigación, se
prevé realizar las siguientes actividades:
Indagatorio.- Se preguntó todos los datos sobre el fenómeno hasta sus
elementos más pequeños
Interpretativo: Se describe y comprende el equipo y su funcionamiento
en su totalidad en todos sus aspectos concretos.
1.5.3 Técnicas de Investigación
Como técnicas de investigación se utilizarán las siguientes:
La observación.- Consiste en un elemento fundamental para tomar
información y registrarla para su posterior análisis la misma que se logró
visitando la estación y revisando el área involucrada.
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La Entrevista.- Se utilizó para obtener información de parte del personal
encargado de la operación que es la entendida en la materia motivo de la
investigación.
La Encuesta.- Se empleó para determinar si estaban completamente
satisfechos con los sistemas actuales que poseen y si les gustaría contar
con un sistema novedoso con el cual el nivel de tecnología es más alto.
Revisión de bibliografía sobre los equipos y sistemas de separación de
crudo.
Analizar la documentación recopilada a fin de establecer el procedimiento
apropiado para determinar los equipos e instrumentos necesarios para la
elaboración del trabajo.
Mediante la utilización de estás técnicas se lograron datos importantes para el
desarrollo del presente trabajo,
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CAPÍTULO 2
MARCO REFERENCIAL
2.1 ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN TIPO.
El crudo es conducido por la línea de flujo desde el cabezal del pozo hacia una
estación de producción.
Varios pozos perforados que se encuentran cercanos a la estación, son
tratados en diferentes equipos, básicamente se inicia con la etapa de
separación de sus tres fases principales como son: agua, petróleo y gas, cada
uno de ellas se los tratará y procesará en corrientes diferentes para su
aprovechamiento o eliminación. El gas se envía a una planta de procesamiento
o simplemente se lo quema, mientras que el petróleo se somete a un proceso
de eliminación de agua y sedimentos mediante el cual se separa el agua del
petróleo hasta que su concentración baje al 0,5 o el 1,0%, dependiendo de las
condiciones de entrega hasta los tanques a Oleoducto.
2.1.1 Distribuc ión de los equipos o Facilidades de Producción.
Los componentes de una estación de producción están determinados por la
cantidad, presión, tipo y características de hidrocarburo a producir;
básicamente se encuentra en una estación los siguientes equipos:
Múltiple de válvulas (Manifold).
Separadores (dos fases o tres fases).
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Separador vertical (Bota de Gas).
Tanques de lavado y surgencia.
Motores-bombas de transferencia.
Conjunto con unidades medidoras de flujo o Lacts.
Tanques de almacenamiento.
Además donde no existe suministro eléctrico a través de la red pública y
dependiendo del tipo de levantamiento artificial del campo encontramos
también equipos auxiliares como son:
Equipos o grupos electrógenos,
Bombas
Motores y compresores
Bombas de inyección de químicos
Compresores de aire de instrumentos
Sistemas contra incendios
Deshidratadores de aire y gas
Tanques de agua
Calentadores de agua de formación
Separadores de gas, etc.
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Figura 2.1: Plano Estación Lago Agrio Centro
Fuente: Petroproducción
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2.1.2 Múltiples.
Los múltiples son conjuntos de válvulas y tuberías que cumplen la función de
distribuir el fluido proveniente de cada uno de los pozos, hacia los separadores
de prueba o de producción, o por un by-pass hacia la bota de gas
directamente.
La distribución del fluido se lo ejecuta mediante el cierre o apertura de las
diferentes válvulas que integran el múltiple.
La Estación cuenta un múltiple (manifold) al que llega el crudo de 11 pozos los
mismos que son:
Lago-39, Lago-25, Lago-27, Lago-46, Lago-09, Lago-38, Lago-22, Lago-45,
Lago-13.
2.1.3 Separadores.
Es muy importante la separación del petróleo, gas, agua y sedimentos que lo
provienen desde el yacimiento. Para realizar la separación del gas del petróleo
se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para
manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas
presiones y etapas de separación, varía de acuerdo a las especificaciones de
manufactura y funcionamiento requeridos. Los separadores se fabrican de
acero, cuyas características corresponden a las normas establecidas para
funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión. En la
separación de gas y petróleo es muy importante considerar la expansión que
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se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función que
desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de
diseños apropiados, debe procurarse la mayor separación de petróleo del gas,
de manera que el gas salga lo más puro posible y se logre la mayor cantidad
posible de petróleo.
La Estación cuenta con dos separadores, uno de prueba con una capacidad de
10.000 BBL y otro de producción con una capacidad de 15.000 BBL.
Figura 2.2: Separadores
Fuente: Efraín Monteros
2.1.4 Separador vert ical (Bota de Gas).
Para recibir el petróleo en el tanque de lavado es necesario que el mismo,
contenga la mínima cantidad de gas. Luego de la etapa de separación en los
separadores de prueba o producción, el fluido de petróleo es sometido a una
nueva separación por intermedio de un separador vertical, conocido
generalmente como bota de gas.
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El fluido ingresa por la parte superior de manera tangencial a la pared del
recipiente, por este efecto se produce un movimiento centrífugo del líquido en
el interior, que separa el gas dejándolo fluir por la parte central de la corriente
mientras que el líquido cae al fondo del recipiente que está conectando al
tanque de lavado por tubería.
2.1.5 Tanques.
Dentro del proceso de producción de petróleo encontramos tanques que nos
permiten incrementar la separación de agua y otros elementos de la corriente
de petróleo como el tanque de lavado (Wash-Tank), además existe otro tanque
de surgencia o de reposo (Surge-Tank) que permite estabilizar el crudo
producido.
Figura 2.3: Separador vertical y tanques
Fuente: Efraín Monteros
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2.1.5.1 Tanque de lavado.
Luego de la fase de separación, la producción de crudo se almacena en el
tanque de lavado, donde permanece en reposo un tiempo suficiente para
separar por decantación el agua del petróleo; la separación se logra con mejor
eficiencia si incrementamos la temperatura e inyectamos químicos que
aceleren la separación del agua, esto se consigue empleando calentadores de
agua de formación. El diseño interior del tanque de lavado está determinado
para obtener una máxima separación de agua-aceite.
La Estación dispone de 1 Tanque de lavado con una capacidad de 14.700 BBL,
y una altura de 42 pies.
Figura 2.4: Tanque de lavado
Fuente: Efraín Monteros
2.1.5.2 Tanque de surgencia o reposo.
La salida de la corriente de petróleo del tanque de lavado se lo realiza
aproximadamente a un metro desde el techo del tanque hacia abajo, para que
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el crudo pase al tanque de reposo para su estabilización y almacenamiento. En
este tanque debemos obtener márgenes establecidos por normas de
porcentajes de agua, sedimentos conocidos como BS&W (Basic Sediment and
Water)1
, lo cual se logra con un buen tratamiento del crudo en las fases
anteriores, Este tanque de almacenamiento es de 15.120 BBL de capacidad y
tiene una altura de 30 pies.
Figura 2.5: Tanque de surgencia
Fuente: Efraín Monteros
Existe también un tanque empernado con una altura de 24 pies.
2.2 LOCALIZACIÓN DE LA ESTACIÓN.
La Estación Lago Agrio Centro está ubicada a 1.5 Km de la ciudad de Nueva
Loja y se encuentra operando por al menos 25 años desde su construcción por
el Consorcio Texaco.
1 Lester Charlesuren, Petroleum Production Engineering Oil Field Explotation 1980. p. 407
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Figura 2.6: Estación Lago Agrio Centro
Fuente: Google Earth
2.3 BOMBAS.
Son equipos que permiten desplazar diferentes tipos de líquidos en base al
incremento de presión dentro de un sistema cerrado. Se dispone básicamente
de dos tipos de bombas: centrífugas y reciprocantes, cada una con un sistema
de accionamiento y comportamiento particular.
2.3.1 Bombas centr ífugas.
Las bombas centrífugas son un arreglo de uno o varios impulsores, movidos
por un eje accionado por un motor eléctrico o de combustión interna.
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El impulsor se encuentra dentro de una cavidad (carcasa) la cual permite
recolectar el líquido, al producirse el movimiento del impulsor los alabes
empujan el líquido por acción de la fuerza centrífuga hacia el conducto de
salida.
Figura 2.7: Esquema de una bomba centrífuga
Fuente: http://www.members.fortunecity.es
Los tamaños y características de las bombas centrífugas varían de acuerdo a
las necesidades operacionales para desplazar o elevar la presión del líquido a
ser movido.
2.3.2 Bombas reciprocantes.
Las bombas reciprocantes o de desplazamiento positivo, basan su
funcionamiento en la acción de pistones, movidos en forma alterna por un
cigüeñal sobre el líquido a ser desplazado.
El accionamiento de válvulas de succión y descarga permiten que el líquido
ingrese a las cámaras donde se encuentran los pistones que presionan al
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líquido en forma alterna. Con este tipo de bombas conseguimos mayores
presiones, pero un menor volumen que con las centrífugas.
2.4. EQUIPOS DE SUPERFICIE ASOCIADOS.
A más de lo descrito anteriormente encontramos varios equipos y accesorios
asociados al proceso de producción de petróleo que nos sirven como fuente de
energía para accionar otros sistemas, o los diseñados para prevenir incendios
que son la base de la protección de las instalaciones.
Compresores de aire de instrumentos en el caso de utilizar control neumático,
fuentes de poder con bancos de baterías, para los sistemas de control eléctrico
y electrónico.
2.4.1 Generadores.
En la mayoría de estaciones donde se procesa hidrocarburo, los grupos
electrógenos constituyen un equipo principal, puesto que la energía eléctrica
conseguida por el accionamiento de un motor de combustión interna
proporciona electricidad para el movimiento de motores, iluminación,
cargadores de baterías, equipos de control, etc. A más de los grupos
electrógenos, en muchas estaciones se dispone de turbo generadores, que
permiten obtener mayor cantidad de energía eléctrica para campamentos,
sistemas de acondicionadores de aire, iluminación, levantamiento de crudo conbombas electro sumergibles etc.
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Esta estación cuenta para la generación eléctrica necesaria para sus
operaciones con turbinas de combustible bi-fuel, diesel y gas, las
características de los equipos se describen a continuación:
Un generador de emergencia, marca: Caterpillar; modelo: SR4; Serie:
5NA01660; potencia aparente: 494 KVA; potencia real: 395 KW; Voltaje:
240/480; amperaje: 1189/595; velocidad: 1800 RPM; FP 0.8; frecuencia:
60HZ
Turbina N°.1 y turbina N°.2, marca: Kato; voltaje: 4160 v; corriente: 174 a;
velocidad: 1200 RPMm; frecuencia: 60Hz; 6 cables 3 fases; potencia real:
1000 kW; potencia aparente: 1.259 kva; modelo: 1000es90; tipo 16258;
P/N: 6P6_ 2850; factor de potencia: 0.8; temperatura: 70° c.
Turbina N°. 3 marca: General Electric.; voltaje: 4160 v; corriente: 520 a;
velocidad: 1.800 RPM; frecuencia: 60Hz; potencia real: 3000 kW; potencia
aparente: 3750 kVA; frame: 8512; 3 fases; tipo at1; factor de potencia: 0.8;
también existen dos tanques de diesel para turbinas TCP 9928, de
capacidad: 12737 gls; altura: 15 pies y un tanque: TCP 9924 de capacidad:
12593 gls; altura: 15 pies, un tanque: TCP 18458 de capacidad: 15741 gls.
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Figura 2.8: Grupo electrógeno
Fuente: Efraín Monteros
2.4.2 Compresores.
Los moto-compresores son equipos que permiten elevar la presión del gas
proveniente de la etapa de separación, constan de un motor de combustión
interna cuya dimensión depende del tamaño del compresor acoplado, para
elevar la presión del gas se requiere de varias etapas de compresión,
enfriamiento y depuración del gas procesado hasta alcanzar, aproximadamente
mil quinientas libras por pulgada cuadrada de presión (1500 psi), que es la
presión que se utilizará para inyectar al fondo del pozo (Sistema Gas Lift),
alivianar la columna de hidrocarburo y extraer más petróleo. Tanto el motor
como el compresor están protegidos por varios dispositivos e instrumentos de
control automático, que pueden ser neumáticos o electrónicos.
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Figura 2.9: Motocompresores de gas
Fuente: Efraín Monteros
En la Estación Lago Agrio centro únicamente existen compresores de aire los
mismos que suministran a los instrumentos neumáticos de la estación, y estos
son:
Compresor N°. 1, fabricante: Quincy Air Compressors; modelo: 325; Serie:
314309; tamaño: 4-1/2 2-1/2*3; compresor de pistones.
Compresor N°. 2, f abricante: Sullair; modelo: 25-10 40h ACAC; serie: 007-
05000820; Compresor de tornillo
Compresor N°. 3, fabricante: Atlas Copco; modelo: LT11; serie: AML144457;
compresor de pistones.
2.4.3 Sistemas contra incendios.
Toda instalación de producción y tratamiento de petróleo debe disponer de un
sistema adecuadamente diseñado para prevenir y combatir un flagelo,
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generalmente consta de un sistema de detección térmico y de un sistema de
detección infrarrojos/ultravioleta UV/IR.
Cuando se presenta el fuego, existe la presencia de una cantidad considerable
de rayos ultravioleta e infrarrojo lo cual es procesado por el detector UV/IR que
accionan sistemas de control neumático o electrónico que a su vez activan los
respectivos sistemas de extinción o refrigeración basada en agua, espuma,
polvo químico, etc.
Figura 2.10: Hidrantes de agua y espuma
Fuente: Efraín Monteros
Descritos los equipos y sistemas que intervienen en el proceso de explotación
de petróleo, en el capítulo siguiente hablaremos acerca de los sistemas y
características de los equipos de separación de crudo.
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CAPÍTULO 3
DESCRIPCIÓN Y CLASIFICACIÓN DEL EQUIPO DE SEPARACIÓN
En este capítulo se describen las partes esenciales de un separador y los
diferentes tipos de separadores, mencionando brevemente las características
de operación de separadores de dos y tres fases en sus formas horizontal o
vertical.
3.1 EQUIPOS DE SEPARACIÓN2
Dentro de la industria del petróleo entre los equipos de separación aplicados
con mayor frecuencia, están comprendidos los siguientes:
SEPARADORES.- Son los equipos utilizados para separar corrientes de crudo,
gas y agua que provienen directamente de los pozos. Las relaciones gas –
petróleo – agua de estas corrientes disminuyen ocasionalmente debido a los
cambios de volumen de líquido que repentinamente se presentan, siendo estas
más frecuentes cuando los pozos están produciendo de manera artificial.
SEPARADORES A BAJA TEMPERATURA.- Estos dispositivos se utilizan para
la separación de gas y condensados, a baja temperatura, mediante una
expansión. Los mismos que están diseñados para manejar y mezclar hidratos
que se pueden formar al disminuir la temperatura del flujo.
2 Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y Tres Fases, Benjamín
Hincapie Granja, 1987. p. 20
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ELIMINADORES.- Estos equipos se utilizan para eliminar los líquidos (crudo y
agua) de una corriente de gas a alta presión. Se utilizan generalmente en los
sistemas de separación a baja temperatura. Algunos eliminadores solo separan
el agua de la corriente de gas.
DEPURADORES.- Son dispositivos que se utilizan para manejar corrientes con
muy altas relaciones de gas – líquido (crudo – agua). Se aplican también para
separar gotas muy pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas, ya
que estas no son eliminadas generalmente por un separador ordinario.
Dentro de este tipo específico de separadores están los depuradores de polvo
y los filtros, que cumplen con la función de eliminar además de las gotas
pequeñas de líquido, el polvo arrastrado en la corriente de flujo de gas. Es muy
recomendable instalar depuradores antes de máquinas compresoras con el fin
de protegerlas de los daños que causen las impurezas arrastradas por el gas.
3.2 DESCRIPCIÓN DE UN SEPARADOR3
Un separador consta de las siguientes secciones (Figura Nº. 3.1)
a. Sección de separación primaria
b. Sección de separación secundaria
c. Sección de extracción de niebla
d. Sección de almacenamiento de líquido
3 Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y Tres Fases, Benjamín
Hincapie Granja, 1987. p. 22
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a. SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA.- En esta sección se separa la
mayor porción 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 flujos al separador; o también instalando una
placa deflectora a la entrada; con cualesquiera de la dos formas se induce
una fuerza centrífuga al flujo por lo cual se separan grandes volúmenes de
líquido.
b. SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA.- En esta sección se separan
la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de flujo de gas . Las
gotas se separan principalmente por la gravedad, por lo que la turbulencia
del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente
longitud. En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para
reducir aún más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies
colectoras de gotas de líquido.
La eficiencia de separación en esta sección, depende principalmente de las
propiedades físicas del gas y el líquido, del tamaño de las gotas de líquido
suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia.
c. SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NIEBLA.- En esta sección se separan del
flujo de gas, las gotas más pequeñas de líquido que no lograron
desprenderse en la sección primaria y secundaria del separador. En esta
parte del separador se utilizan el efecto de choque y/o fuerza centrífuga
como mecanismos de separación. Mediante estos mecanismos se logra
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que las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una superficie en
donde se acumulan y forman gotas más grandes que luego se drenan a
través de un conducto a la sección de acumulación de líquidos o bien caen
contra la corriente de gas a la sección de separación primaria.
El dispositivo utilizado es esta sección es conocido como extractor de
niebla, el mismo que está constituido generalmente por un conjunto de
veletas o aspas, también por alambres entretejidos o por tubos ciclónicos.
La utilización más común es el compuesto por alambres entretejidos.
d. SECCIÓN DE ALMACENAMIENTO DE LÍQUIDO.- En esta parte se
almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas, esta
sección del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar los
posibles baches de líquido que puedan presentarse durante la operación
normal.
La sección de almacenamiento de líquido debe estar situada en el
separador de tal forma que el líquido acumulado no sea arrastrado por la
corriente de gas que fluye a través del separador.
Además se debe tener en cuenta la instrumentación adecuada para
controlar el nivel de líquido del separador. La instrumentación
generalmente utilizada la describiremos en el capítulo 3 del presente
trabajo.
Cuando se conocen los tipos de flujo de la mezcla de gas y líquido que va
al separador, tal como la frecuencia de los baches de líquido en pozos de
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bombeo, se deben realizar los cambios necesarios en el diseño y tamaño
de las partes del separador. Sin embargo, siempre es recomendable que el
separador se diseñe de la forma más simple posible pata facilitar la
limpieza y mantenimiento.
Aparte de las cuatro secciones que se describen, el separador debe tener
dispositivos de seguridad tales como: válvula de seguridad y tubo de seguridad.
3.3 CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES4
Los separadores pueden clasificarse en horizontales, verticales y esféricos y
para separar dos fases (gas-líquidos) o de tres fases (gas – crudo y agua).
3.3.1 Separadores convencionales
Se acostumbra designar separadores convencionales a los separadores de dos
fases en cualquiera de sus tres tipos: verticales, horizontales y esféricos. Los
separadores horizontales pueden estar formados por un tanque horizontal, o
bien por dos colocados uno encima del otro.
A los primeros se los conoce como de simple barril, y estos últimos como de
doble barril.
4 Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y Tres Fases, Benjamín
Hincapie Granja, 1987. p. 26
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31
Figura 3.1: Esquema de un separador
Fuente: Oil & Gas Separator, H. Vernon Smith, 1962
En las figuras N°. 3.1, N°. 3.2 y N°. 3.3, se muestran esquemas de un
separador vertical, un horizontal y un esférico, respectivamente.
Las ventajas y desventajas de cada tipo, se presentan a continuación:
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a) SEPARADORES VERTICALES:
Ventajas:
1. Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomienda para manejar flujos
de pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido.
2. 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.
3. Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son
muy recomendables para flujos de pozos que producen por bombeo
neumático, con el fin de manejar baches imprevistos de líquido que entren
al separador.
4. Hay menor tendencia de revaporización de líquidos.
Desventajas:
1. Son mas costosos que los horizontales
2. Son mas difíciles de instalar que los horizontales
3. Se necesita diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la
misma cantidad de gas.
b) SEPARADORES HORIZONTALES
Ventajas:
1. Tiene mayor capacidad para manejar gas que los verticales
2. Son más económicos que los verticales.
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3. Son más fáciles de instalar que los verticales.
4. Son muy adecuados para manejar petróleo con alto contenido de espuma.
Para esto, don de queda la interfase gas – líquido, se instalan placas
rompedoras de espuma.
Desventajas:
1. No son adecuados para el manejar flujos de pozos que contienen
materiales sólidos como arena o lodo, pues es difícil limpiar, este tipo de
separadores.
2. El control de nivel de líquido es más crítico que en los verticales.
c) SEPARADORES ESFÉRICOS
Ventajas:
1. Más baratos que los horizontales y que los verticales.
2. Más compactos que los horizontales o que los verticales, por lo que se
usan en plataformas ubicadas costa afuera.
3. Son más fáciles de limpiar que los separadores verticales.
4. Los diferentes tamaños disponibles, los hacen que sean del tipo más
económico para instalaciones individuales de pozos de alta presión.
Desventajas:
1. Disponen de un espacio muy limitado para la separación de los fluidos y
actualmente son obsoletos.
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Figura 3.2: Esquema de un separador horizontal
Fuente: Oil & Gas Separator, H. Vernon Smith, 1962
Figura 3.3: Separador bifásico cilíndrico
Fuente: Oil & Gas Separator, H. Vernon Smith, 1962
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3.3.2 Separadores de dos fases
Este tipo de separadores están diseñados únicamente para separar las dos
fases principales de producción del pozo, las mismas que son los estados
líquido que no es otra cosa que la emulsión proveniente del pozo (agua y
petróleo) el otro que es el gas.
3.3.3 Separadores de tres fases5
Estos separadores, llamados comúnmente eliminadores de agua libre, además
de separar las fases líquidas y gaseosa, separan el líquido en petróleo y agua
no emulsionada en el petróleo. La separación del líquido en petróleo y agua, no
emulsionada, tiene lugar por diferencia de densidades. Para esto, se
proporciona al líquido suficiente tiempo de residencia 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:
a. Una capacidad de líquidos suficiente para proporcionar el tiempo de
retención necesario para que se separe el petróleo y el agua.
b. Un sistema de control para interfase agua – petróleo.
c. Dispositivos de descarga independiente para el gas, petróleo y agua.
5 Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y Tres Fases, Benjamín
Hincapie Granja, 1987. p. 56
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Si el petróleo 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 muestra la figura N°. 2.4 después de
un periodo de tiempo de (3 a 20 minutos) el cambio en la altura de la capa de
agua despreciable. La fracción de agua así obtenida, es llamada “agua libre” y
el separarla antes del petróleo y de emulsión remanentes, trae beneficios como
son: requerimientos mínimos de calor de tratamiento, menor número de etapas
en el proceso de deshidratación, y por consiguiente disminución de los costos
de operación.
Figura 3.4: Curva de crecimiento de la capa de agua
Fuente: Oil & Gas Separator, H. Vernon Smith, 1962
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3.3.3.1 Separadores horizontales6
La figura N°. 3.5, muestra un separador horizontal, en donde el fluido entra al
recipiente y choca contra un deflector; este cambio repentino en la dirección del
fluido realiza la separación de grandes volúmenes de líquido y gas.
Un separador trifásico incluye un deflector con dispositivos que desvía el flujo
hacia debajo de la interfase gas – petróleo hasta las cercanías de la interfase
petróleo – agua.
La selección de recolección de líquido del recipiente proporciona el tiempo de
retención suficiente, para que el petróleo y la emulsión, formen una capa en la
parte superior y el agua libre se deposite en el fondo.
Figura 3.5: Separador trifásico horizontal
Fuente: Oil & Gas Separator, H. Vernon Smith, 1962
6 Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y Tres Fases, Benjamín
Hincapie Granja, 1987. p. 58
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La figura N°. 3.6, ilustra un separador horizontal con un vertedero y un
controlador de interfase; este último regula la altura de la interfase agua –
petróleo operando la válvula de descarga de agua, permitiendo que salga la
cantidad adecuada de ésta, y manteniendo la interfase petróleo – agua a la
altura de diseño, mientras que el vertedero regula el nivel de petróleo. El nivel
de petróleo del depósito posterior está regulado por un controlador de nivel,
que opera la válvula de salida del petróleo.
El gas fluye horizontalmente a través del separador trifásico y pasa por un
extractor de niebla antes de abandonar el recipiente. Una válvula de control de
presión mantiene la presión de operación constante en el separador trifásico.
El nivel de la interfase gas – petróleo puede variar desde el 50 hasta el 75% del
diámetro dependiendo de los objetivos de producción establecidos (ya sea
mayor la recuperación de hidrocarburos líquidos o mayor recuperación de gas),
pero es muy común tomar el 50% del diámetro, el cual se emplea para las
ecuaciones de diseño en este tema.
Otra configuración es la del depósito y vertedero (figura N°. 3.7), con lo que se
elimina el uso del controlador de interfase del líquido. Aquí el petróleo se
desborda por el vertedero y cae a un depósito en donde la altura del petróleo
está gobernada por un control de nivel que opera la válvula de descarga de
petróleo; mientras que el agua libre, fluye por debajo del depósito de petróleo ydespués se desborda por un vertedero, el cual está en la parte inferior del
recipiente. El nivel corriente abajo del vertedero de agua está regulado por un
controlador de nivel que opera la válvula de control de descarga de agua.
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Figura 3.6: Separador horizontal con vertedero
Fuente: Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y Tres
Fases, Benjamín Hincapie Granja, 1987.
La altura del vertedero se constituye en un limitante entre las alturas de los
niveles de petróleo y de agua y por consiguiente en el espesor de la capa de
petróleo, debido a la diferencia de las densidades relativas, el espesor de la
capa de petróleo le proporciona el tiempo de retención suficiente, pero si la
represa de agua está muy baja y la diferencia entre las densidades relativas no
es muy grande como se anticipó, la capa de petróleo crecerá, normalmente, la
altura del vertedero de petróleo se fabrican de modo que se puedan ajustar
para manejar, en forma adecuada los cambios que puedan existir en los gastos
o en las densidades relativas del petróleo y del agua.
El control de interfase tiene la ventaja de ser fácilmente ajustado, para manejar
cambios inesperados en las densidades relativas o de gastos de petróleo y de
agua. Sin embargo, para el crudo pesado o donde se anticipen grandes
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cantidades de emulsiones o parafinas puede ser difícil determinar la interfase y
en tal caso, se recomienda el control con el uso del depósito y el vertedero.
Figura 3.7: Separador trifásico horizontal con depósito de petróleo
Fuente: Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y Tres
Fases, Benjamín Hincapie Granja, 1987.
3.3.3.2 Separadores Verticales7
LEn la figura N°. 3.8, se puede observar una configuración para un separador
trifásico vertical, donde el flujo entra al recipiente chocando con una placa
deflectora donde se separa la mayor cantidad de gas, además se dispone
también de un dispositivo que desvía el líquido hacia debajo de la interfase gas
– petróleo, hasta las cercanías de la interfase petróleo agua, para no perturbar
la formación de la capa de petróleo. Para igualar las presiones entre la sección
inferior y la sección de gas, se necesita una tubería que simula una chimenea.
7 Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y Tres Fases, Benjamín
Hincapie Granja, 1987. p. 62
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La salida del dispositivo desviador se localiza en la interfase petróleo – agua;
de aquí el petróleo se eleva y el agua libre atrapada en la fase petróleo se
separa por diferencia de densidades. Las gotas de agua fluyen en
contracorriente del flujo de petróleo y similarmente, las gotas de petróleo
atrapadas en la fase agua suben a contracorriente del flujo de agua.
La figura N°. 3.9 ilustra los métodos de control de nivel utilizados en este tipo
de separadores. El primero es un control de nivel, en el cual se usa un flotador
móvil que controla la interfase gas – petróleo y opera una válvula de descarga
de petróleo en la sección que contiene petróleo. Además, se utiliza un flotador
que controla la interfase petróleo – agua, que regula y opera una válvula de
salida de agua. Debido a que no se utilizan vertederos o partes internas
complicadas, este sistema es el más fácil de fabricar y maneja muy bien la
producción de arena y sólidos.
El segundo método mostrado usa un vertedero para controlar el nivel de la
interfase gas – petróleo a una altura constante, con lo que se provoca una
mejor separación petróleo – agua, ya que todo el petróleo debe subir a la altura
de la represa de petróleo antes de salir del separador. Las desventajas son que
el depósito de petróleo disminuye el volumen neto de separación del separador
y aumenta los costos de fabricación.
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Figura 3.8: Separador trifásico vertical
Fuente: Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y Tres
Fases, Benjamín Hincapie Granja, 1987.
El tercer método usa dos vertederos con lo que se elimina la necesidad de un
flotador de interfase, ya que e nivel de la interfase se controla por la altura
relativa entre el vertedero del petróleo o por las alturas relativas de las salidas.
Esto es similar al diseño del depósito y el vertedero de los separadores
horizontales.
La ventaja de este último sistema, es que se elimina el control de nivel de
interfase y la desventaja es que necesita una tubería externa adicional y mayor
espacio.
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Figura 3.9: Métodos de control de nivel en separadores trifásicos verticales
Fuente: Oil & Gas Separator, H. Vernon Smith, 1962
3.4 APLICACIONES DEL SEPARADOR HORIZONTAL Y VERTICAL
3.4.1 Separador Horizontal
Áreas de espacio vertical limitado o reducido
Producción de fluidos espumosos
Aplicación de separación trifásica con eficiencia
Corriente arriba de equipo de proceso que no tolera partículas de líquido en
el gas.
Corriente abajo del equipo que provoca o causa formación de líquidos.
3.4.2 Separador Vertical
Flujos con alta RGA (relación gas aceite)
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Corrientes con cantidades considerables de arena, lodos, etc.
Área de espacio horizontal limitado
Flujos caracterizados por gastos instantáneos o elevados.
Corriente arriba de equipo de proceso que no admite partículas de líquido
de gas.
Corriente abajo de equipo que causa formación de líquidos.
3.5 PARTES INTERNAS DEL SEPARADOR.
(a) DISPOSITIVOS DESVIADORES
La figura N°. 3.10, ilustra uno los tipos básicos de dispositivos desviadores que
son utilizados comúnmente. La placa deflectora, puede ser un plato esférico, un
ángulo de hierro, un cono o cualquier obstrucción que realice un cambio de
repentino de la dirección y velocidad del fluido. La ventaja de los mecanismos,
tales como la media esfera o el cono, es que causan menos turbulencia que las
placas o los ángulos de hierro, reduciendo los problemas de arrastre de gas y
de emulsificación.
Figura 3.10: Desviador de flujo
Fuente: Efraín Monteros M.
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El otro tipo es un dispositivo ciclónico que usa la fuerza centrífuga, la cual es un
poco mejor que la agitación mecánica para separar el gas del petróleo. Esta
entrada puede tener una tobera ciclónica, como muestra la figura N°. 3.11, o
puede utilizarse las paredes del recipiente para proporcionar una carrera
tangencial al fluido. Los diseños pueden variar, pero es común usar toberas
con un diámetro igual a 2/3 del diámetro del separador, con lo que se crea un a
velocidad de flujo aproximada de 20 pies/seg.
Figura 3.11: Entrada ciclónica
Fuente: Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y TresFases
(b) ROMPEDOR DE OLAS
Es necesario instalar rompedores de olas en separadores horizontales de gran
longitud, los cuales son placas verticales espaciadas a lo largo de la interfase
gas – líquido y perpendicularmente al flujo.
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Figura 3.12: Rompeolas con bafle perforado
Fuente: Efraín Monteros
(c) PLACAS ELIMINADORAS DE NIEBLA
La niebla se puede presentar en la interfase como burbujas de gas que se
escapan del líquido y se pueden estabilizar agregando en la entrada algún
aceite químico, aunque una solución más efectiva frecuentemente, es forzar a
la niebla para que pase a través de una serie de placas o tubos paralelos
inclinados, que ayudan a coalescer a las burbujas.
Figura 3.13: Rompedor de niebla
Fuente: Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y TresFases
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(d) ROMPEDOR DE TURBULENCIA
El rompedor de turbulencia ayuda a prevenir el arrastre de gas cuando se abre
la válvula de control de líquido.
Figura 3.14: Rompedor de turbulencia
Fuente: Efraín Monteros
(e) EXTRACTOR DE NIEBLA
Los principios mecánicos bajo los cuales operan estos dispositivos son el
asentamiento por gravedad, la fuerza centrífuga, el choque y la filtración.
Los extractores más empleados son los de tipo impacto, que a su vez pueden
ser veletas o de alambre entretejido, como muestra figura N°. 3.14.
Este sistema consiste en un laberinto en las cuales cada una de estas placas
cuenta con varias bolsas para retener el líquido; al pasar el gas a través de
éstas cambian de dirección varias veces y es centrifugado, provocando que las
gotas de líquido se muevan hacia el exterior, donde son retenidas por las
bolsas colectoras.
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Figura 3.15: Extractor de niebla
Fuente: Efraín Monteros
Habiendo estudiado los tipos de separadores y los elementos que lo componen
tanto interiormente como exteriormente, en el capítulo siguiente hablaremos de
los fundamentos y los mecanismos utilizados para la separación de líquido.
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CAPÍTULO 4
FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE MEZCLAS GAS – LÍQUIDO
En este capítulo se señalan los diferentes factores que rigen la separación de
mezclas de gas y líquidos y la forma en que afectan la eficiencia de los
separadores.
4.1 MECANISMOS DE SEPARACIÓN8.
La separación de mezclas de gas y líquidos, se logra mediante una
combinación apropiada de los siguientes factores: gravedad, fuerza centrífuga
y choque.
4.1.1 Separación por gravedad.
Este es el mecanismo de separación más utilizado, debido a que el equipo
requerido es muy simple. Cualquier sección ampliada en una línea de flujo,
actúa como asentador, por gravedad, de las gotas de líquido suspendidas en
una corriente de gas. El asentamiento se debe a que se reduce la velocidad
del flujo.
8 Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y Tres Fases, Benjamín
Hincapie Granja, 1987. p. 48
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En los separadores el asentamiento por gravedad tiene lugar principalmente en
la sección secundaria, que se conoce también como sección de asentamiento
por gravedad.
Cuando el flujo de gas en la sección de separación es horizontal, la velocidad
de asentamiento es aquella a la cual las partículas suspendidas viajan a través
de la corriente de gas; Esta velocidad se puede utilizar para determinar el
tiempo de retención requerido para que una partícula de un tamaño dado se
deposite desde la parte superior al fondo de la sección de separación.
Tanto en los separadores verticales como horizontales, las velocidades altas
inducen turbulencias a la corriente de gas, ocasionando que algunas partículas
de líquido grandes sean arrastradas en el flujo de gas.
4.1.2 Separación por fuerza centr ífuga.
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. Este principio mecánico de
separación se emplea en un separador tanto en la sección de separación
primaria como en algunos tipos de extractores de niebla.
Las partículas de líquido colectadas en las paredes de un extractor de niebla
tipo ciclónico difícilmente son arrastradas por la corriente de gas, Sin embargola velocidad del gas en las paredes del tubo ciclónico no debe ser mayor a un
cierto valor crítico.
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4.1.3 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. Las partículas de líquido que viajan en el flujo de gas chocan con
obstrucciones donde quedan adheridas.
La separación por choque se emplea principalmente en los extractores de
niebla tipo veleta y en los de malla de alambre entretejido.
4.2 FACTORES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA DE SEPARACIÓN DE
GAS Y LÍQUIDO9.
A continuación se describen en orden de importancia los principales factores
que afectan la eficiencia de la separación de gas y líquido.
4.2.1 Tamaño de las partículas del líquido.
El tamaño de las partículas del líquido en el flujo de gas, es un factor
importante en la determinación de la velocidad de asentamiento, en la
separación por gravedad y en la separación por fuerza centrífuga. También es
importante en la determinación de la distancia de paro, cuando la separación
es por choque.
9 Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y Tres Fases, Benjamín
Hincapie Granja, 1987. p. 57
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La velocidad promedio del gas en la sección de separación secundaria,
corresponde a la velocidad de asentamiento de una gota de líquido de cierto
diámetro, que se puede considerar como el diámetro base. Teóricamente todas
las gotas con diámetro mayor que el de base deben ser eliminadas. En realidad
lo que suceded es que se separan partículas mas pequeñas que el diámetro
base, mientras que algunas más grandes en diámetro no se separan. Lo
anterior es debido a la turbulencia del flujo, ya que algunas de las partículas de
líquido tienen una velocidad inicial mayor que la velocidad promedio del flujo de
gas.
4.2.2 Distribuc ión de las partículas de líquido y el volumen que entra al
separador.
Estos aspectos están íntimamente ligados en la eficiencia de la separación.
Para comprender se pueden analizar las situaciones siguientes:
Vamos a considerar un separador que tienen como finalidad separar un
volumen de líquido de 200 galones por cada millón de pies cúbicos de gas. De
este volumen de líquido, 0.5 galones están formados por partículas menores de
10 micras. Si el separador tiene una eficiencia de 80% para separar partículas
menores de 10 micras, entonces la eficiencia total será del 100%; sin embargo,
si este mismo separador se utiliza en una corriente de gas , donde el contenido
de líquido es de 20 galones por millón de pies cúbicos de gas, todo formadopor partículas menores a 10 micras, la eficiencia total de separación será del
80% y habrá un arrastre de líquido en el flujo de gas de 4 galones por millón de
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pies cúbicos de gas, de esta manera el separador funcionaría pero no sería el
adecuado.
De lo antes señalado se concluye que, en la selección del equipo de
separación para determinado problema, se deben tomar en cuenta estos
aspectos importantes, la distribución del tamaño de las partículas y el volumen
de líquido que se va a separar.
4.2.3 Velocidad del gas.
Generalmente los separadores se diseñan10 de tal forma que las partículas de
líquidos mayores de 100 micras, se deben separar del flujo de gas en la
sección de separación secundaria, mientras que las partículas más pequeñas
en la sección de extracción de niebla.
Cuando se aumenta la velocidad del gas a través del separador, sobre un
cierto valor establecido en su diseño, aunque se incrementa el volumen de gas
manejado no se separan totalmente las partículas de líquido mayores de 100
micras en la sección de separación secundaria.
Con esto se ocasiona que se inunde el extractor de niebla y como
consecuencia que haya arrastres repentinos de baches de líquido en el flujo de
salida de gas del separador.
10 API SPEC 12J, Séptima Edición, Octubre 1, 1989, Sección 4.
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