UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE...

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA DE PETRÓLEOS

TECNOLOGIA DE PETROLEOS

ESTUDIO DEL PROCESO DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE UN

SEPARADOR TRIFÁSICO FREE WATER KNOCKOUT PARA EL CAMPO

VILLANO ALFA DE LA EMPRESA AGIP OIL ECUADOR POR LA EMPRESA

ACERO DE LOS ANDES

Tesis previa a la obtención del Título de:

TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS

Autor:

TOMÁS FREIRE CRUZ

Director de tesis:

ING. VINICIO MELO

Quito – Ecuador

2010

III

DECLARACIÓN

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza única y exclusivamente el autor.

Kleber Tomás Freire Cruz

CI. 171691873-3

IV

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR

V

CARTA DE LA EMPRESA

VI

DEDICATORIA

A Estefanía y Ma. Eduarda que colman mi vida de alegrías y me alimentan con su

amor para seguir adelante; son las personas que día a día me sirven de inspiración para

seguir adelante en mi crecimiento personal y profesional.

VII

AGRADECIMIENTO

Al finalizar este trabajo, no puedo olvidar agradecer a las personas sin quienes

no hubiese sido posible concretarlo.

A Patricia y Eduardo, sin su apoyo, consejo y comprensión durante todo este

tiempo, por haberse tornado mis guías.

A mi madre, Edna por apoyarme a lo largo de mis estudios, por formarme e

inculcarme todos sus valores.

A los Ingenieros Vinicio Melo, Jorge Miño, Pablo Espinel y Reinaldo Vivanco,

de la misma forma a Industrias Acero de los Andes S.A y a AGIP ENI Oil Ecuador y

por brindarme los instrumentos necesarios para alcanzar el éxito de este proyecto.

A mi hermano Joel, a mis amigos y compañeros de carrera, sin cuyo apoyo

incondicional no hubiese alcanzado este sueño.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial y toda su planta docente, por su

vocación de servicio al formar profesionales íntegros para el servicio de la sociedad.

A todos Gracias.

VIII

RESUMEN

La presente investigación tiene como objetivo presentar los fundamentos

teóricos de diseño y construcción de separadores trifásicos, primordialmente los equipos

Free Water Knockout, con el fin de brindar los conocimientos necesarias de modo que

sean herramientas para entender su funcionamiento y diseño conceptual. De la misma

forma se exponen algunas consideraciones concretas aplicadas al diseño de equipos de

separaciones cuyo volumen de operación será mayor al 50%.

En el Capítulo II se presenta en detalle las instalaciones de procesamiento de

crudo del campo Villano Alfa, lugar donde se dispuso el equipo de separación objeto

del presente estudio, y se hace una descripción de los problemas de la misma.

El Capítulo III hace énfasis en presentar de manera clara las principales

características de la separación de fases.

A lo largo del Capítulo IV se cubren los detalles relacionados con la estructura,

funcionamiento, problemas operacionales y selección con los principales tipos de

equipos de separación utilizados en la industria petrolera.

El Capítulo V detalla el funcionamiento y particularidades de los equipos de

separación trifásica, sus internos, detalles de servicio y principales aplicaciones.

El diseño conceptual está fundamentado y explicado a lo largo del Capítulo VI,

se presentan las ecuaciones utilizadas para el mismo, haciendo distinción en el caso

particular de equipos para volúmenes de diseño y operación diferentes al 50% del

cilindro.

Respecto al proceso de construcción del separador el Capítulo VII describe

brevemente los procesos y equipos empleados para este propósito, así como algunos

procedimientos no invasivos para verificar la calidad de los procesos.

Finalmente en el Capítulo VIII, se enuncian conclusiones y recomendaciones

producto de la culminación del presente trabajo.

IX

SUMMARY

This research aims to present the theoretical foundations of design and

construction of three-phase separators, primarily the Free Water Knockout equipment,

to provide the necessary knowledge as tools to understand how it works and the

conceptual design of it. In the same way , specific considerations applied to the design

of the separation equipment whose volume of operation is greater than 50%, are

exposed.

Chapter II provides details of the oil processing facilities of the field Villano

Alfa, place where the separator which is studied in this work was installed, and a

description of the problems of the field is pointed out .

Chapter III emphasizes the clear presentation of the main features of phase

separation.

The details related to the structure, operation, operational problems and selection

of the main types of separation equipment used in the oil industry are covered in

chapter IV.

Chapter V details the functioning and particularities of the three-phase

separation, their internals, service details and main applications.

The conceptual design is informed and explained in chapter VI, and the

equations used for it, making distinction in the particular case of equipment for design

volumes different to the 50% of the cylinder.

About the process of construction, chapter VII briefly describes the processes

and equipment used for this purpose, as well as non-destructive procedures to verify the

quality of the processes.

Finally, in Chapter VIII, conclusions and recommendations are draw as product

of the culmination of this work.

X

ÍNDICE DE CONTENIDO

DECLARACIÓN ........................................................................................................ III

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR ......................................................................... IV

CARTA DE LA EMPRESA ........................................................................................ V

DEDICATORIA ......................................................................................................... VI

AGRADECIMIENTOS ............................................................................................. VII

RESUMEN .............................................................................................................. VIII

SUMMARY ............................................................................................................... IX

ÍNDICE DE CONTENIDOS ........................................................................................ X

ÍNDICE GENERAL ................................................................................................... XI

ÍNDICE DE FIGURAS .......................................................................................... XVIII

ÍNDICE DE ECUACIONES .................................................................................... XXI

ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................ XXII

ÍNDICE DE ANEXOS........................................................................................... XXIII

ABREVIATURAS................................................................................................ XXIV

XI

ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO I .............................................................................................................. 1

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................... 1

1.2. OBJETIVOS ..................................................................................................... 1

1.2.1. OBJETIVO GENERAL................................................................................. 1

1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ......................................................................... 1

1.3. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN ................... 2

1.4. IDEA A DEFENDER ........................................................................................ 3

1.5. METODOLOGÍA ............................................................................................. 4

1.5.1. MÉTODOS ................................................................................................... 4

1.5.2. TÉCNICAS ................................................................................................... 4

1.5.2.1. TÉCNICA DE CAMPO ......................................................................... 4

1.5.2.2. RECOPILACIÓN BIBLIOGRÁFICA ................................................... 4

CAPÍTULO II ............................................................................................................... 6

2. CAMPO VILLANO ALFA ............................................................................... 6

2.1. UBICACIÓN .................................................................................................... 6

2.2. DATOS DEL CAMPO ...................................................................................... 6

2.3. CONSIDERACIONES AMBIENTALES .......................................................... 6

2.4. CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO DEL CAMPO VILLANO ALFA .......... 7

2.4.1. RESULTADOS DE PRUEBAS DE DESMULSIFICACIÓN ........................ 9

2.5. DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES Y DEL PROCESO ............................... 9

2.5.1. SISTEMA DE POZOS PRODUCTORES ..................................................... 9

2.5.2. SISTEMA DE POZOS INYECTORES ....................................................... 11

2.5.3. DISTRIBUIDOR DE PRODUCCIÓN (PRODUCTION MANIFOLD) ....... 11

2.5.4. EQUIPO DE SEPARACIÓN FREE WATER KNOCK OUT ........................ 12

2.5.4.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS SEPARADORES .............................. 13

2.5.4.2. CONDICIONES DE DISEÑO DE LOS SEPARADORES .................. 13

2.5.4.3. CONDICIONES ACTUALES DE OPERACIÓN DE LOS

SEPARADORES ................................................................................. 14

2.5.5. SISTEMA DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO ............................... 15

2.5.6. HIDROCICLONES ..................................................................................... 17

2.5.7. SISTEMA DE BOMBAS ............................................................................ 18

XII

2.5.7.1. BOMBAS CENTRÍFUGAS ................................................................ 18

2.5.7.2. BOMBAS DE LA LÍNEA DE FLUJO A/B/C/D .................................. 18

2.5.9. WATER INJECTION PUMPS A/B/C/D: .................................................... 19

2.5.10. OIL BOOSTER PUMPS A/B/C............................................................... 21

2.5.11. WATER BOOSTER PUMPS A/B/C/D ................................................... 22

2.5.12. UNIDAD SAMPLER O TOMA MUESTRAS ......................................... 22

2.5.13. SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS ......................................... 23

2.6. FACILIDADES CENTRALES DE PRODUCCIÓN (CPF) ............................. 24

2.7. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA ................................................................ 25

CAPÍTULO III ........................................................................................................... 39

3. SEPARACIÓN DE FASES ................................................................................. 39

3.1. CONSIDERACIONES BÁSICAS ................................................................... 39

3.1.1. PRINCIPIOS DE LA SEPARACIÓN FÍSICA ............................................ 39

3.1.2. MOMENTUM (CANTIDAD DE MOVIMIENTO) ..................................... 39

3.1.3. FUERZA DE GRAVEDAD ........................................................................ 39

3.1.4. COALESCENCIA....................................................................................... 41

3.2. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN AGUA-PETRÓLEO .................... 41

3.2.1. FORMACIÓN DE EMULSIONES ............................................................. 41

3.2.2. PRUEBA DE BOTELLA ............................................................................ 43

3.2.3. DESMULSIFICACIÓN .............................................................................. 44

3.2.4. EFECTOS DE LA TEMPERATURA .......................................................... 45

3.3. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE SEPARACIÓN ..................................... 46

3.3.1. SEPARACIÓN PRIMARIA ........................................................................ 47

3.3.1.1. SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA ......................................... 47

3.3.1.2. SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA .................................. 48

3.3.1.3. SEPARACIÓN POR COALESCENCIA ............................................. 48

CAPÍTULO IV ........................................................................................................... 40

4. EQUIPOS DE SEPARACIÓN ............................................................................ 40

4.1. INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 40

4.2. CONSIDERACIONES BÁSICAS ................................................................... 41

4.3. REQUERIMIENTOS DE LOS SEPARADORES ........................................... 42

4.4. CONSIDERACIONES DE LOS SEPARADORES ......................................... 42

XIII

4.5 SEPARADORES VERTICALES .................................................................... 43

4.5.1. VENTAJAS ................................................................................................ 44

4.5.2. DESVENTAJAS ......................................................................................... 44

4.5.3. TAMBOR KO DE SUCCIÓN DE COMPRESOR ....................................... 46

4.5.4. TAMBOR KO DE LA ALIMENTACIÓN AL ABSORBEDOR DE GAS

ÁCIDO ........................................................................................................ 46

4.6. SEPARADORES HORIZONTALES .............................................................. 46

4.6.1. VENTAJAS ................................................................................................ 46

4.6.2. DESVENTAJAS ......................................................................................... 47

4.6.3. SEPARADORES DE PRODUCCIÓN ........................................................ 48

4.6.4. TAMBORES DE ALIVIO ........................................................................... 48

4.6.5. SEPARADOR CENTRÍFUGO .................................................................... 49

4.6.6. SEPARADOR DE FILTRO ........................................................................ 49

4.6.7. SEPARADOR DE ENTRADA.................................................................... 50

4.6.8. SEPARADORES EN SERIE ....................................................................... 51

4.6.9. TANQUES DE VENTEO ........................................................................... 51

4.6.10. TRAMPAS O KNOCKOUT DRUMS ...................................................... 52

4.6.11. SEPARADOR DE BACHES ................................................................... 52

4.7. FUNCIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES .......................................... 52

4.8. FUNCIONES DE LOS SEPARADORES ....................................................... 53

4.8.1. REMOCIÓN DEL PETRÓLEO DEL GAS ................................................. 54

4.8.2. REMOCIÓN DEL GAS DEL PETRÓLEO ................................................. 54

4.8.3. SEPARACIÓN DEL AGUA DEL PETRÓLEO .......................................... 55

4.8.4. FUNCIONES SECUNDARIAS DEL SEPARADOR .................................. 55

4.9. FLUIDOS DEL POZO Y SUS CARACTERÍSTICAS .................................... 56

4.9.1. PETRÓLEO CRUDO .................................................................................. 57

4.9.2. CONDENSADO ......................................................................................... 57

4.9.3. GAS NATURAL ......................................................................................... 57

4.9.4. GAS LIBRE ................................................................................................ 57

4.9.5. SOLUCIÓN DE GAS .................................................................................. 58

4.9.6. VAPORES CONDENSABLES ................................................................... 58

4.9.7. AGUA ASOCIADA .................................................................................... 58

XIV

4.9.8. IMPUREZAS Y MATERIALES EXTRAÑOS............................................ 58

4.10. VÓRTICES ..................................................................................................... 59

4.11. PROBLEMAS OPERACIONALES ................................................................ 60

4.11.1. FORMACIÓN DE ESPUMA .................................................................. 60

4.11.2. FLUJO DE AVANCE ............................................................................. 61

4.11.3. MATERIALES PEGAJOSOS ................................................................. 61

4.11.4. PRESENCIA Y ACUMULACIÓN DE SÓLIDOS .................................. 61

CAPÍTULO V ............................................................................................................ 65

5. FREE WATER KNOCKOUT ............................................................................. 65

5.1 SEPARADORES HORIZONTALES CON BOTA DECANTADORA ........... 65

5.2 TAMBORES HORIZONTALES CON LAS DOS FASES LÍQUIDAS

DENTRO DEL CUERPO CILÍNDRICO ........................................................ 67

5.3 TAMBORES HORIZONTALES CON COMPARTIMIENTOS SEPARADOS ..

........................................................................................................................ 68

5.4 DESCRIPCIÓN DE LOS INTERNOS DEL SEPARADOR ............................ 70

5.4.1 FUNCIONES DE LOS INTERNOS ............................................................ 70

5.4.2 DEFLECTORES ......................................................................................... 72

5.4.3 DISTRIBUIDORES DE ENTRADA ........................................................... 72

5.4.4 CICLONES ................................................................................................. 73

5.4.5 EXTRACTOR DE NIEBLA ........................................................................ 74

5.4.5.1 EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO MALLA ........................................ 74

5.4.5.2 EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO PLACAS ....................................... 76

5.4.5.3 EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO CICLÓN ....................................... 78

5.4.6 PLACA ROMPE-VÓRTICES ..................................................................... 78

5.4.7 PLACAS ROMPE-ESPUMAS .................................................................... 80

5.4.8 ROMPE-OLAS ........................................................................................... 80

5.4.9 TUBERÍAS INTERNAS ............................................................................. 81

CAPÍTULO VI ........................................................................................................... 83

6. DISEÑO DEL SEPARADOR ............................................................................. 83

6.1 DEFINICIONES PREVIAS ............................................................................ 83

6.1.1 TEMPERATURA DE DISEÑO .................................................................. 83

6.1.2 TEMPERATURA DE OPERACIÓN .......................................................... 84

XV

6.1.3 TEMPERATURA DE OPERACIÓN MÁXIMA ......................................... 84

6.1.4 TEMPERATURA DE OPERACIÓN MÍNIMA .......................................... 84

6.1.5 TEMPERATURA CRÍTICA DE EXPOSICIÓN (TCE) ............................... 84

6.1.6 TEMPERATURA MÍNIMA DE PRUEBA HIDROSTÁTICA .................... 85

6.1.7 PRESIÓN DE DISEÑO ............................................................................... 85

6.1.8 PRESIÓN DE OPERACIÓN ....................................................................... 85

6.1.9 PRESIÓN DE OPERACIÓN MÁXIMA ..................................................... 85

6.1.10 PRESIÓN DE OPERACIÓN MÍNIMA (VACÍO) ................................... 86

6.1.11 PRESIÓN DE TRABAJO MÁXIMA PERMISIBLE (MAWP) ................ 86

6.1.12 PRESIÓN DE PRUEBA HIDROSTÁTICA ............................................ 86

6.2 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO .................................................... 86

6.2.1 DECANTACIÓN DE LAS FASES LÍQUIDAS .......................................... 86

6.2.1.1 VELOCIDAD DE DECANTACIÓN Y DE FLOTACIÓN .................. 86

6.2.1.2 COALESCENCIA ............................................................................... 89

6.2.2 IDENTIFICACIÓN DE LOS NIVELES EN UN RECIPIENTE .................. 89

6.2.2.1 VOLUMEN DE OPERACIÓN DE LA FASE LIVIANA .................... 93

6.2.2.2 TIEMPO DE RESIDENCIA DE OPERACIÓN DE LA FASE LIVIANA

............................................................................................................ 93

6.2.2.3 VOLUMEN DE OPERACIÓN DE LA FASE PESADA ..................... 94

6.2.2.4 TIEMPO DE RESIDENCIA DE OPERACIÓN DE LA FASE PESADA

............................................................................................................ 94

6.2.2.5 TIEMPO DE RESPUESTA O DE INTERVENCIÓN DEL OPERADOR

............................................................................................................ 94

6.2.2.6 VOLUMEN DE EMERGENCIA ......................................................... 95

6.2.2.7 NIVEL BAJO-BAJO DE LÍQUIDO LIVIANO ................................... 95

6.2.2.8 NIVEL BAJO DE INTERFACE .......................................................... 95

6.2.2.9 DIFERENCIA MÍNIMA DE NIVEL ENTRE NAAL y NBBL ............ 96

6.2.2.10 DIFERENCIA MÍNIMA DE NIVEL ENTRE NAI y NBI ................... 96

6.2.3 LONGITUD EFECTIVA DE OPERACIÓN (Leff) ...................................... 96

6.3 PROCESO A SEGUIR PARA DISEÑO DE SEPARADORES ....................... 97

6.4 DISEÑO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO .................................................... 99

6.4.1 TEORÍA PARA EL DISEÑO ...................................................................... 99

XVI

6.4.1.1 SEPARACIÓN DEL AGUA Y EL PETRÓLEO ................................. 99

6.4.1.2 TAMAÑO DE LA GOTA DE AGUA EN EL PETRÓLEO ............... 100

6.4.1.3 TAMAÑO DE LA GOTA DE PETRÓLEO EN EL AGUA ............... 100

6.4.1.4 TIEMPO DE RETENCIÓN ............................................................... 101

6.5 PROCESO DE DISEÑO ........................................................................... 103

6.5.1 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR ...................................... 104

6.5.2 DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES HORIZONTALES CON

VOLUMEN DE LÍQUIDO DIFERENTE A 50% .................................. 104

6.5.2.1 RESTRICCIÓN POR CAPACIDAD DE GAS .................................. 108

6.5.2.2 RESTRICCIÓN POR LA ECUACIÓN DE SEPARACIÓN .............. 108

6.5.2.3 DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD COSTURA-COSTURA ... 109

6.5.2.4 RELACIÓN DE ESBELTEZ ............................................................. 111

6.5.3 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO MECÁNICO ..................... 112

6.5.4 TEMPERATURA PARA EL DISEÑO .................................................. 112

6.5.5 PRESIÓN DE DISEÑO ......................................................................... 112

6.5.6 ESFUERZOS MÁXIMOS PERMISIBLES ........................................... 113

6.5.7 DETERMINACIÓN DEL ESPESOR DE LA PARED DEL RECIPIENTE .

.............................................................................................................. 114

6.5.8 CORROSIÓN PERMISIBLE ................................................................ 115

6.5.9 PROCEDIMIENTO DE INSPECCIÓN ................................................. 115

6.5.10 ESTIMACIÓN DEL PESO DEL SEPARADOR ............................... 115

6.5.11 ESPECIFICACIONES PARA RECIPIENTES BAJO PRESIÓN ....... 117

6.5.12 BOQUILLAS .................................................................................... 117

6.6 PROCESO DE DISEÑO DEL SEPARADOR EN ESTUDIO .................... 118

CAPÍTULO VII ........................................................................................................ 126

7. DESCRIPCIÓN DE LA CONSTRUCCIÓN ..................................................... 126

7.1 ANTECEDENTES ........................................................................................ 126

7.2 SECCIÓN DE TRAZO Y CORTE ................................................................ 126

7.2.1 MÁQUINA DE OXICORTE CNC ............................................................ 126

7.2.2 PANTÓGRAFO DE CORTE .................................................................... 127

7.2.3 TORNO Y FRESADORA ......................................................................... 128

7.3 PROCESO DE DOBLADO........................................................................... 128

XVII

7.4 SECCIÓN DE SOLDADURA ...................................................................... 130

7.4.1 SOLDADURA DEL CILINDRO .............................................................. 131

7.4.2 SUELDA DE CORDÓN CONTINUO ...................................................... 132

7.4.3 CONSTRUCCIÓN DE LOS CASQUETES .............................................. 132

7.4.4 PRUEBAS DE SOLDADURA .................................................................. 133

7.5 BOCAS DEL SEPARADOR ......................................................................... 134

7.5.1 BOCAS PARA TOMA DE MUESTRAS .................................................. 135

7.5.2 MANHOLE ............................................................................................... 135

7.5.3 BOCA DE ENTRADA DE FLUIDOS ...................................................... 137

7.5.4 BOCAS DE SALIDA DE LOS FLUIDOS ................................................ 137

7.5.5 BOCAS PARA INSTRUMENTACIÓN .................................................... 137

7.6 DOMO DE GAS ........................................................................................... 138

7.7 CONSIDERACIONES ESPECIALES .......................................................... 139

7.8 PROTECCIÓN A LA CORROSIÓN............................................................. 140

7.9 SILLAS DEL SEPARADOR ........................................................................ 140

7.10 INTERNOS DEL SEPARADOR .................................................................. 141

7.10.1 DEFLECTOR ........................................................................................ 142

7.10.2 PLACA ROMPE VÓRTICE.................................................................. 143

7.10.3 EXTRACTOR DE NIEBLA .................................................................. 144

7.10.4 SISTEMA DE LIMPIEZA SAND JET ................................................... 146

7.11 GRANALLADO ........................................................................................... 146

7.12 RECUBRIMIENTOS .................................................................................... 148

7.13 REVESTIMIENTO ....................................................................................... 148

CAPÍTULO VIII ....................................................................................................... 151

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................. 151

8.1 CONCLUSIONES ........................................................................................ 151

8.2 RECOMENDACIONES ............................................................................... 152

GLOSARIO DE TÉRMINOS ................................................................................... 154

BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................... 159

XVIII

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1. POZOS PRODUCTORES DEL CAMPO VILLANO A............................................. 10

FIGURA 2. POZOS INYECTORES ..................................................................................... 11

FIGURA 3. BATERÍA DE SEPARACIÓN CAMPO VILLANO A .............................................. 12

FIGURA 4. TANQUES DE ALMACENAMIENTO VILLANO ALFA ........................................ 16

FIGURA 5. HIDROCICLONES .......................................................................................... 17

FIGURA 6. BOMBAS DE LA LÍNEA DE FLUJO .................................................................. 19

FIGURA 7. BOMBA PARA INYECCIÓN DE AGUA WIP ...................................................... 20

FIGURA 8. BOMBAS BOOSTER A/B/C ............................................................................ 21

FIGURA 9. SAMPLER..................................................................................................... 22

FIGURA 10. SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS ........................................................ 23

FIGURA 11. LAYOUT GENERAL DEL CPF ....................................................................... 24

FIGURA 12. MICROFOTOGRAFÍA DE UNA EMULSIÓN AGUA EN PETRÓLEO ........................ 42

FIGURA 13. ESTABILIZACIÓN DE LA EMULSIÓN ............................................................. 42

FIGURA 14. PROCEDIMIENTO DE LA PRUEBA DE BOTELLA ............................................. 44

FIGURA 15. EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN LA VISCOSIDAD DE DIFERENTE CRUDOS .. 46

FIGURA 16. ACCESORIOS DE LA SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA ............................ 47

FIGURA 17. ACCIÓN DE LAS FUERZAS EN LA SEPARACIÓN DE FASES ............................... 48

FIGURA 18. DISPOSITIVOS DE LA SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NIEBLA ......................... 49

FIGURA 19. SEPARADOR VERTICAL .............................................................................. 45

FIGURA 20. SEPARADOR HORIZONTAL .......................................................................... 47

FIGURA 21. DIMENSIONES TÍPICAS EN UN SEPARADOR CON ESPACIO PARA VENTEO ........ 48

FIGURA 22. FILTROS COALESCEDORES ......................................................................... 50

FIGURA 23. SEPARADOR DE FILTRO .............................................................................. 51

FIGURA 24. SEPARADOR HORIZONTAL .......................................................................... 53

FIGURA 25. VÁLVULAS TÍPICAS PARA MANTENER LA PRESIÓN ....................................... 56

FIGURA 26.PARTES DE UN VÓRTICE .............................................................................. 59

FIGURA 27. VÓRTICES EN UN SEPARADOR .................................................................... 60

FIGURA 28. SEPARADORES HORIZONTALES CON BOTA DECANTADORA ......................... 67

FIGURA 29. SEPARADORES HORIZONTALES CON LAS DOS FASES LÍQUIDAS DENTRO DEL

CUERPO CILÍNDRICO ............................................................................................. 69

XIX

FIGURA 30. SEPARADOR HORIZONTAL CON COMPARTIMIENTOS SEPARADOS .................. 71

FIGURA 31. TIPOS DE DEFLECTORES ............................................................................. 73

FIGURA 32.TIPOS DE DISTRIBUIDORES .......................................................................... 74

FIGURA 33. EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO MALLA ......................................................... 75

FIGURA 34. EXTRACTORES DE NIEBLA TIPO PLACAS ..................................................... 77

FIGURA 35. EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO CICLÓN ......................................................... 79

FIGURA 36. PLACAS ROMPE-VÓRTICE .......................................................................... 79

FIGURA 37. PLACAS ROMPE-ESPUMA ........................................................................... 80

FIGURA 38. PLACAS ROMPE-OLAS ............................................................................... 81

FIGURA 39. SISTEMA SAND JET .................................................................................... 81

FIGURA 40. IDENTIFICACIÓN DE LOS NIVELES EN SEPARADORES .................................... 91

FIGURA 41.NIVELES EN UN SEPARADOR HORIZONTAL .................................................. 92

FIGURA 42. DISTRIBUCIÓN DE TAMAÑOS DE GOTA PARA EL AGUA ............................... 102

FIGURA 43. RELACIÓN DE ÁREAS (Α) VS. ALTURAS (Β) PARA SEPARADORES

HORIZONTALES LLENADOS CON VOLÚMENES DISTINTOS AL 50% DE LÍQUIDO. ...... 106

FIGURA 44. CONSTANTE PARA CÁLCULO DE LA RESTRICCIÓN POR CAPACIDAD DEL GAS VS.

ALTURA DEL LÍQUIDO EN SEPARADORES HORIZONTALES LLENADOS CON VOLÚMENES

DE LÍQUIDO DISTINTOS A 50% DE SU CAPACIDAD. ................................................ 107

FIGURA 45. DISTRIBUCIÓN DE LAS LONGITUDES ESTIMADAS EN UN SEPARADOR

HORIZONTAL. ..................................................................................................... 111

FIGURA 46. DETERMINACIÓN GRÁFICA DE Α PARA EL CASO EN ESTUDIO ...................... 120

FIGURA 47. DETERMINACIÓN GRÁFICA DE Β PARA EL CASO EN ESTUDIO ....................... 122

FIGURA 48. GRÁFICA DEL ÁREA DEL SELECCIÓN DE LA COMBINACIÓN D-LSS, PARA EL

SEPARADOR EN ESTUDIO ..................................................................................... 123

FIGURA 49. EQUIPOS Y PROCESO DE TRAZO Y CORTE ................................................... 127

FIGURA 50. PANTÓGRAFO DE CORTE ........................................................................... 127

FIGURA 51. TORNOS Y MAQUINA FRESADORA ............................................................ 128

FIGURA 52. PROCESO DE DOBLADO PRIMARIO CON DOBLADORA DE 3 RODILLOS .......... 129

FIGURA 53. DOBLADO FINAL DE LA PLANCHA DE ACERO PARA CONFORMAR LOS ANILLOS

DEL CUERPO DEL SEPARADOR ............................................................................. 129

FIGURA 54. MÁQUINAS BOLEADORAS, PARA CONSTRUCCIÓN DE CASQUETES ............... 130

XX

FIGURA 55. PROCESOS PREVIOS A LA SOLDADURA; FABRICACIÓN DE BISELES, PLACAS DE

SUJECIÓN TEMPORAL DE ANILLOS SOLDADOS, CILINDRO FORMADO POR SUELDAS

PRELIMINARES. .................................................................................................. 131

FIGURA 56. MÁQUINAS SOLDADORAS DE CORDÓN CONTINUO ...................................... 132

FIGURA 57. CONSTRUCCIÓN DE CASQUETES DEL SEPARADOR; HEMISFÉRICOS Y

ELIPSOIDALES .................................................................................................... 133

FIGURA 58. DISTRIBUCIÓN DE LAS LONGITUDES EN LOS CASQUETES DEL SEPARADOR .. 133

FIGURA 59. RADIOGRAFÍA TOMADA A UN CORDÓN DE SUELDA, MUESTRA CAVIDADES A LO

LARGO DEL CORDÓN ........................................................................................... 134

FIGURA 60. PRUEBA DE FLUIDOS PENETRANTES, IZQ. DETALLE DE FALLA EN CORDÓN DE

SUELDA DELATADO POR LA COLORACIÓN ROJIZA. ................................................ 135

FIGURA 61. DISTRIBUCIÓN DE LAS BOCAS PARA TOMA DE MUESTRA E INSTRUMENTACIÓN

EN EL SEPARADOR .............................................................................................. 136

FIGURA 62. DISTRIBUCIÓN TÍPICA DE UN MANHOLE PARA SEPARADORES HORIZONTALES

.......................................................................................................................... 136

FIGURA 63. DOMO PARA GAS; DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN FINAL ................................... 139

FIGURA 64. ESQUEMA Y VISTA PRELIMINAR DE SILLAS PARA REPOSO DEL CUERPO DEL


FIGURA 65. TIPOS DE SOPORTE PARA LOS INTERNOS DEL SEPARADOR .......................... 142

FIGURA 66. DEFLECTOR TIPO CODO DE 90° ................................................................. 143

FIGURA 67. DETALLE DE LA PLACA ROMPE-VÓRTICES ................................................ 144

FIGURA 68. EXTRACTOR DE NIEBLA, COLOCADO BAJO EL DOMO DE GAS DEL SEPARADOR

.......................................................................................................................... 145

FIGURA 69. DETALLE DE UBICACIÓN DEL EXTRACTOR DE NIEBLA ................................ 145

FIGURA 70. COALESCEDOR TIPO ALETA, SECCIÓN DE COALESCENCIA ........................... 145

FIGURA 71. ESQUEMA DEL SISTEMA DE LIMPIEZA SAND JET ......................................... 147

FIGURA 72. COMPARACIÓN ENTRE SUPERFICIES SIN GRANALLAR (IZQ.) Y GRANALLADA

(DER.) ................................................................................................................ 147

FIGURA 73. SEPARADOR REVESTIDO CON LÁMINAS DE ACERO INOXIDABLE .................. 149

XXI

ÍNDICE DE ECUACIONES

ECUACIÓN 1. VELOCIDAD TERMINAL ......................................................................... 40

ECUACIÓN 2. LEY DE STOKES .................................................................................... 40

ECUACIÓN 3. LEY DE STOKES (2) ............................................................................... 87

ECUACIÓN 4. VELOCIDAD DE DECANTACIÓN .............................................................. 88

ECUACIÓN 5. Nº DE REYNOLDS .................................................................................. 88

ECUACIÓN 6. VELOCIDAD TERMINAL ....................................................................... 100

ECUACIÓN 7. RELACIÓN DLEFF ................................................................................ 104

ECUACIÓN 8. RELACIÓN DLEFF (SI) ......................................................................... 104

ECUACIÓN 9. RELACIÓN D2LEFF .............................................................................. 105

ECUACIÓN 10. RELACIÓN D2LEFF (SI) ..................................................................... 108

ECUACIÓN 11. CÁLCULO DEL ÁREA FRACCIONAL DEL AGUA ΑW ............................... 108

ECUACIÓN 12. ALTURA FRACCIONAL ΒW ................................................................. 109

ECUACIÓN 13. DIÁMETRO MÁXIMO .......................................................................... 109

ECUACIÓN 14. ESTIMACIÓN DE LSS (SI) ................................................................... 110

ECUACIÓN 15. ESTIMACIÓN DE LSS .......................................................................... 110

ECUACIÓN 16. ESPESOR DE PARED PARA RECIPIENTES CILÍNDRICOS .......................... 114

ECUACIÓN 17. ESPESOR DE PARED PARA CABEZAS ELIPSOIDALES 2:1 ........................ 114

ECUACIÓN 18. ESPESOR DE PARED PARA CABEZAS HEMISFÉRICAS ............................. 114

ECUACIÓN 19. PESO DEL CILINDRO........................................................................... 116

ECUACIÓN 20. PESO DEL CILINDRO (SI) .................................................................... 116

ECUACIÓN 21. PESO DE CASQ. ELIPSOIDALES ........................................................... 116

XXII

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1. REFERENCIAS DEL CAMPO VILLANO ALFA ...................................................... 6

TABLA 2. PROPIEDADES FÍSICAS DEL CRUDO VILLANO-8 ................................................. 7

TABLA 3. PRESENCIA DE CONTAMINANTES EN EL CRUDO VILLANO-8 .............................. 7

TABLA 4. COMPOSICIÓN DEL CRUDO VILLANO-8............................................................. 8

TABLA 5. VOLUMEN DE FLUIDOS PRODUCIDOS EN EL CAMPO VILLANO ALFA ................ 10

TABLA 6. CONDICIONES DE DISEÑO DE LOS SEPARADORES............................................. 14

TABLA 7. PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE LA BATERÍA DE SEPARACIÓN ....................... 15

TABLA 8. DIMENSIONES DE LOS SEPARADORES ............................................................. 15

TABLA 9. CARACTERÍSTICAS DE LOS TANQUES DE VILLANO ALFA ................................ 16

TABLA 10. CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS DE LA LÍNEA DE FLUJO ......................... 18

TABLA 11. CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS DE TRANSFERENCIA.............................. 19

TABLA 12. CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS DE INYECCIÓN DE AGUA ........................ 20

TABLA 13. CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS BOOSTER PARA PETRÓLEO A/B/C ......... 21

TABLA 14. CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS BOOSTER PARA AGUA A/B/C/D ............ 22

TABLA 15. SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS ........................................................ 23

TABLA 16 IDENTIFICACIÓN DE NIVELES EN UN RECIPIENTE ............................................ 90

TABLA 17. INFORMACIÓN REQUERIDA PARA EL DISEÑO DEL SEPARADOR ...................... 97

TABLA 18. RECOMENDACIONES PARA SELECCIÓN DEL SEPARADOR ............................... 98

TABLA 19. TIEMPO DE RETENCIÓN EN FUNCIÓN DE LA GRAVEDAD API DEL CRUDO ..... 103

TABLA 20. MÍNIMA DIFERENCIA ENTRE MAWP Y PRESIÓN DE OPERACIÓN ................. 113

TABLA 21. INFORMACIÓN UTILIZADA EN EL DISEÑO DEL SEPARADOR ........................... 119

TABLA 22. RESULTADOS DE LA ESTIMACIÓN DE D Y LSS PARA EL SEPARADOR EN ESTUDIO

.......................................................................................................................... 120

TABLA 23. DISTRIBUCIÓN DE LAS BOCAS DE SALIDA DE FLUIDOS DEL SEPARADOR DEL

SEPARADOR EN ESTUDIO .................................................................................... 137

TABLA 24. DISTRIBUCIÓN DE LAS BOCAS DESTINADAS A INSTRUMENTACIÓN EN EL


TABLA 25. CARACTERÍSTICAS DE LA PLACA ROMPE VÓRTICES INSTALADA EN EL

SEPARADOR ....................................................................................................... 143

TABLA 26. DATOS DE CONSTRUCCIÓN DEL SEPARADOR EN ESTUDIO ............................ 152

XXIII

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1. CURVAS DE LONGITUD VS. CAPACIDAD DEL TAMBOR .............. 164

ANEXO 2. LONGITUDES DE CUERDAS Y ÁREAS DE LAS SECCIONES

CIRCULARES VS. ALTURAS DE LA CUERDA ............................................ 165

ANEXO 3. ESFUERZO PERMISIBLE PARA DISTINTOS MATERIALES ............ 166

ANEXO 4. TIPOS DE SOLDADURA PARA RECIPIENTES BAJO PRESIÓN ....... 167

ANEXO 5. FÓRMULAS PARA RECIPIENTES BAJO PRESIÓN INTERNA .......... 168

ANEXO 6. CONSIDERACIONES PARA RECIPIENTES BAJO PRESIÓN INTERNA

.......................................................................................................................... 169

ANEXO 7. ESPECIFICACIÓN DE MATERIALES PARA FABRICACIÓN DE

RECIPIENTES ................................................................................................. 170

ANEXO 8. FORMATO TÍPICO PARA DISEÑO DE SEPARADORES.................... 171

ANEXO 9. PROYECCIÓN DE LAS BOCAS PARA UN RECIPIENTE CILÍNDRICO

.......................................................................................................................... 172

XXIV

ABREVIATURAS

ASME. American Society of Mechanical Engineers

BFPD Barriles de fluido por día

BPPD Barriles de petróleo por dia

BWPD Barriles a agua por dia

BS&W. Bold Solid and Water, Agua y Sólidos totales disueltos

cP centiPoise.

CPF Central Processing Facilities

ESP Bomba electrosumergible

FWKO. Free Water Knockout

SSE. South South East, Sur Sureste

WNW West North West, Oeste Noroeste

W/O Emulsión normal; agua dispersa en petróleo.

WIP Water Injection Pump

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

4.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Es fundamental en el área de producción de petróleo crudo, luego de realizadas las

operaciones de perforación, pruebas de producción y completación del pozo, direccionar

los fluidos producidos hacia las facilidades de producción, lugar donde se separarán las

distintas fases componentes de la mezcla. El separador trifásico tipo Free Water

Knockout generalmente está ubicado como equipo inicial de este proceso, es

fundamental conocer su estructura, entender su funcionamiento y los fenómenos que

actúan en la separación mecánica de fases, para así poder concebir su diseño.

Conjuntamente el conocimiento del proceso de construcción del equipo ayuda a preveer

posibles problemas de operación, y es una herramienta para implementar posibles

correcciones o innovaciones futuras al equipo.

4.2. OBJETIVOS

4.2.1. OBJETIVO GENERAL

Estudiar el proceso de diseño un separador trifásico FWKO para las facilidades

de producción del Campo Villano Alfa y describir su construcción mediante la

aplicación de directrices emitidas por la Norma ASME Sección VIII, División I en la

empresa Acero de los Andes SA.

4.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Exponer los antecedentes, limitaciones y metodología empleada para el estudio

del proceso de diseño y construcción de un separador trifásico FWKO.

Describir los equipos y procesos que constituyen el Campo Villano Alfa.

Exponer los principios básicos de separación mecánica de fases y de

funcionamiento del separador.

Detallar la estructura y clasificación de los equipos de separación mecánica de

fases.

2

Describir los componentes y clasificación de los separadores trifásicos Free

Water Knockout.

Estudiar la metodología manejada para el diseño del separador trifásico para el

campo Villano Alfa.

Establecer las fases y equipos del proceso de construcción del separador trifásico

en la planta industrial de Acero de los Andes.

Plantear las perspectivas operativas del campo Villano Alfa luego de la inclusión

del equipo de separación adicional.

4.3. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN

La presencia de agua, gas y sedimentos asociados al petróleo crudo ha constituido

un serio problema para las operaciones de las facilidades de producción, debido

principalmente al efecto abrasivo que producen sobre los equipos las sales y sedimentos

disueltos en el agua de formación.

El agua y el crudo son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos líquidos

coexisten como dos fases distintas. Durante las operaciones de extracción del petróleo,

la mezcla bifásica de petróleo crudo y agua de formación se desplazan en el medio

poroso a una velocidad promedio de 1 pie/día, lo que es insuficiente para que se forme

una emulsión. Sin embargo, al pasar por toda la infraestructura de producción durante el

levantamiento y transporte en superficie (bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se

produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el petróleo en forma de

emulsión agua/petróleo.

La importancia de este trabajo radica en la necesidad de extraer la mayor cantidad

posible de agua libre y gas asociado, hasta lograr reducir su contenido a parámetros de

operación óptima para las siguientes unidades deshidratadoras de crudo, y finalmente

obtener un petróleo crudo con un porcentaje de BS&W igual o inferior al 0,5%

conforme al Acuerdo Ministerial 014 Reglamento para el Transporte de petróleo crudo

a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano y la Red de Oleoductos del Distrito

Amazónico, emitido por la Dirección Nacional de Hidrocarburos.

Prácticamente en todas las facilidades centrales de producción, CPF por sus siglas

en inglés, se requiere de algún tipo de separación de fases. El término separador es

3

aplicado a una gran variedad de equipos usados para separar mezclas de dos o más

fases.

Los equipos de separación mecánica generalmente constituyen procesos iníciales en

un CPF por lo que una falla o baja capacidad de separación afecta directamente a la

capacidad de toda la instalación.

En el Ecuador se utilizan principalmente equipos separadores con disposición

horizontal debido principalmente a que se tiene una relativa baja relación gas-líquido,

además su costo es menor en comparación a equipos verticales destinados en su

mayoría a separar la fase gaseosa.

En el diseño de separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en

que pueden encontrarse los fluidos y el efecto que sobre éstos puedan tener las

diferentes fuerzas o principios físicos.

Los principios fundamentalmente considerados para realizar la separación física de

gas y líquido son: el momentum ó cantidad de movimiento, la fuerza de gravedad y la

coalescencia. Toda separación puede emplear uno o más de estos principios, pero

siempre las fases de los fluidos deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para

que ocurra la separación.

El presente proyecto hace énfasis en compilar y ordenar información técnica

publicada vigente para el diseño y la construcción de separadores trifásicos de agua

libre, esto se hace necesario para un mejor entendimiento y aprovechamiento en razón

de que la bibliografía relacionada es vasta.

Durante esta investigación se concibió como meta a alcanzar el desarrollo de un

texto que recopile tanto los fundamentos teóricos para el diseño y selección de

separadores del tipo FWKO así como las técnicas y equipos utilizados en el ensamblaje

del equipo.

4.4. IDEA A DEFENDER

Si se entiende y maneja los fundamentos de funcionamiento, diseño y construcción

de los separadores trifásicos, especialmente del tipo Free Water Knockout, estos

brindarán al personal técnico, las habilidades y herramientas necesarias para la

operación, mantenimiento, diseño, y supervisión de la construcción de equipos de

4

separación; ayudando a prevenir bajas en la capacidad de operación de las facilidades de

producción.

4.5. METODOLOGÍA

4.5.1. MÉTODOS

En la elaboración del presente trabajo se empleó el Método Sintético, para el

manejo de la información obtenida a lo largo de la investigación, el Método Analítico

fue manejado durante la observación de los procesos de construcción del equipo de

separación, y manejo de los datos recopilados en el Campo Villano Alfa,

adicionalmente se empleó el Método Deductivo durante el estudio del diseño y

construcción del separador.

4.5.2. TÉCNICAS

4.5.2.1.TÉCNICA DE CAMPO

Para el levantamiento de la información necesaria para la preparación de este

trabajo se realizaron visitas periódicas a la planta de Industrias Acero de los Andes S.A.

durante el proceso de construcción del separador, de igual manera la recopilación de la

información referente al Campo Villano Alfa fue resultado de una breve estadía en sus

instalaciones.

4.5.2.2.RECOPILACIÓN BIBLIOGRÁFICA

Se reunió y analizó suficiente información para finalmente resumirla e incluir el

material bibliográfico de mayor importancia en el cuerpo de este estudio, a fin de

consolidar la presente investigación en un documento de consulta y/o referencia.

CAPÍTULO II

6

CAPÍTULO II

2. 2 CAMPO VILLANO ALFA

4.1. UBICACIÓN

El Campo Villano Alfa está ubicado en la amazonía ecuatoriana, aproximadamente

a 185 Km en dirección SSE de Quito, está rodeado de flora y fauna ambientalmente

sensible; el CPF (Central Processing Facilities) está ubicado a unos 40 Km al WNW de

Villano Alfa.

No existe un carretero de acceso a Villano, todas las operaciones de perforación,

construcción y producción se vienen realizando ayudadas por helicópteros, no existen

planes para la implementación de un carretero hacia esta zona.

4.2. DATOS DEL CAMPO

Tabla 1. Referencias del Campo Villano Alfa

Temperatura Ambiente Rango de 50 – 95 Grados Fahrenheit

Humedad relativa, máx. 100%

Elevación 414 msnm

Medioambiente Bosque Tropical Lluvioso

Tipo de área eléctrica Clase I Grupo D. División 2

Velocidad máx. del viento 80 millas por hora

Zona sísmica 4

Elaborado por: Tomás Freire C.

Fuente: AGIP Oil Ecuador

4.3. CONSIDERACIONES AMBIENTALES

Las instalaciones han sido diseñadas de manera que se reduzca de la mejor manera

el impacto al medio ambiente, aplicando la normativa ecuatoriana regente y las

regulaciones de la empresa operadora.

7

La disposición final del agua producida no se realiza en superficie sino que ésta

recibe el tratamiento necesario para la inyección del agua en la zona donde va a ser

depositada definitivamente; la legislación actual requiere que el la presencia de

hidrocarburos totales menor a 35 ppm.

Las facilidades de producción están diseñadas para minimizar la emisión de residuos

de fluidos del proceso, agua producida y químicos, se ha incluido un sistema de

recolección de fluidos producto de derrames o fugas en las líneas.

4.4. CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO DEL CAMPO VILLANO

ALFA

Para el diseño de las instalaciones se contó con un completo análisis de las

propiedades físico químicas del crudo proveniente del pozo número 8, se demostró que

las propiedades de éste eran apropiadas para el diseño de las facilidades en superficie.

Tabla 2. Propiedades físicas del crudo Villano-8

Peso Molecular (MW) 351.24

Gravedad API 18.0

Gravedad Específica (SG) 0.9465@60 °F

Viscosidad, cP 21.1@138 psig y 215°F

Viscosidad cinemática, cSt 535.95@100°F

Viscosidad cinemática, cSt 37.91@210°F

Punto de vertido, °F 45


Fuente: Reporte de Laboratorios CORE

Tabla 3. Presencia de Contaminantes en el crudo Villano-8

Azufre, %peso 2.15

Asfáltenos, %peso 10.85

Níquel, ppm 66.2

Vanadio, ppm 316.8


Fuente: Reporte de Laboratorios CORE

8

Tabla 4. Composición del crudo Villano-8

COMPONENTE MOL%

CO2 0.07

N2 0.01

C1 5.19

C2 0.30

C3 0.23

I-C4 0.07

N.C4 0.19

I-C5 0.59

N-C5 0.35

C6´s 1.50

C7´s 3.08

C8´s 4.93

C9´s 7.37

C10´s 4.75

C11´s 3.82

C12´s 4.82

C13´s 5.71

C14´s 4.95

C15´s 4.73

C16´s 3.91

C17´s 3.50

C18´s 3.48

C19´s 3.30

C20´s 33.15

TOTAL 100.00


Fuente: Reporte de Laboratorios CORE, febrero-junio 2000

9

4.4.1. RESULTADOS DE PRUEBAS DE DESMULSIFICACIÓN

La prueba de botella cargada con 2 desmulsificantes químicos, DMO-8288 y

DMO-5050 realizada en el laboratorio arrojó como resultado una efectiva separación

del agua en alrededor de 30 minutos, pero se debe tomar en cuenta que gran parte de los

fluidos no son separados en Villano Alfa sino que son enviados hacia el CPF, como

resultado de esto, el efecto del desmulsificante es reducido significativamente debido al

paso de los fluidos del pozo a lo largo de la línea de flujo lo que genera una re-

dispersión del agua en el petróleo y viceversa. La disminución de la temperatura de los

fluidos en el CPF resulta en un aumento de la viscosidad que probablemente retarda la

coalescencia de las gotas de agua.

4.5. DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES Y DEL PROCESO

4.5.1. SISTEMA DE POZOS PRODUCTORES

Estos pozos producen mediante el método de levantamiento artificial ESP

(Electro Submersible Pump) proveído por CENTRLIFT; la energía eléctrica necesaria

para las instalaciones de Villano Alfa es generada en el CPF.

Las bombas ESP están diseñadas para descargar los fluidos del pozo en

superficie con una presión de cabeza de alrededor de 325 a 360 psig, ésta presión esta

sobre la presión de burbuja, por ende los gases se mantienen en solución. En la Fig. 1 se

puede observar la disposición lineal en que se presentan estos pozos, para el

mantenimiento de éstos la estación cuenta con un taladro para reacondicionamiento.

10

Figura 1. Pozos Productores del Campo Villano A



Los pozos del Campo Villano Alfa producen de la formación Hollín, manejan un

BS&W de alrededor de 88.5%. Al momento del estudio (septiembre, 2009) el Campo

Villano Alfa opera 11 pozos que manejan los siguientes volúmenes de fluido:

Tabla 5. Volumen de fluidos producidos en el Campo Villano Alfa

POZO BFPD*

Villano 4 29,180

Villano 5 15,000

Villano 7 8,600

Villano 3 3,500

Villano 8 8,800

Villano 6 21,700

Villano 13 19,300

Villano 17 14,000

Villano 10 9,750

Villano 15 25,000

Villano 16 21,900

TOTAL 176,730 *Valores Promedio



11

4.5.2. SISTEMA DE POZOS INYECTORES

Son pozos que han dejado de ser económicamente productivos cuya función

fundamental es inyectar el agua producida hacia su disposición final en este caso hacia

la misma formación de la que fueron producidos conjuntamente con el petróleo, el agua

es tratada con el fin de que cumpla con los parámetros establecidos para su inyección,

estos son que exista una concentración menor a 35 ppm de hidrocarburos totales, éstos

parámetros están regulados por el Reglamento Ambiental Para Operaciones

Hidrocarburíferas en el Ecuador (RAOHE), decreto 1215, manejado por la Dirección

Nacional de Protección Ambiental Hidrocarburífera.

Villano Alfa cuenta actualmente con dos pozos inyectores (Fig. 2), uno de alta

presión I-9 manejando un volumen de agua de alrededor de 35200 BPD a una presión

de 3522 psig, y un segundo pozo I-12, que inyecta en promedio 32800 BPD.

Figura 2. Pozos Inyectores


Fuente: AGIP

4.5.3. DISTRIBUIDOR DE PRODUCCIÓN (PRODUCTION

MANIFOLD)

El manifold de producción está diseñado para recibir actualmente las líneas de

flujo de 11 pozos del Campo Vilano A, desde este equipo el flujo se distribuye hacia la

batería se separación, donde se inyectarán químicos desmulsificantes para acelerar la

12

separación, el manifold cuenta además con una línea de 2” con el siguiente equipo de

instrumentación un FE (Elemento de Flujo), PIT (Indicadores Transmisores de Presión),

TIT (Transmisores Indicadores de Temperatura), PSHH (Interruptor de Presión Alta),

PSLL (Interruptor de Presión Baja)

4.5.4. EQUIPO DE SEPARACIÓN FREE WATER KNOCK OUT

La batería de separación está constituida actualmente por dos equipos de

separación trifásica tipo Free Water Knockout, denominados como FWKO A y FWKO

B, estos equipos tienen la particularidad de ser equipos híbridos; es decir cuentan con un

sistema de separación por coalescencia electrostática y un sistema KO Drum, pero

actualmente únicamente funcionan como separadores de agua libre, el flujo de gas

separado en estos equipos es mínimo, y direccionada hacia un Flare KO Drum donde es

secado para luego ser enviado hacia los tanques de almacenamiento con el fin de

mantener la presión interna y proporcionar una atmosfera no explosiva, manteniendo

bajos los niveles de oxígeno en los tanques.

Figura 3. Batería de separación Campo Villano A



13

Existe un flujo preferencial por ubicación hacia el FWKO A, los parámetros de

diseño con los que fueron construidas incluyen los siguientes elementos; una sección

para coalescencia, celdas electrostáticas, sistema de protección catódica, sistema para

romper vórtices, colector de petróleo, trampa KO.

4.5.4.1.CARACTERÍSTICAS DE LOS SEPARADORES

Los separadores Free Water Knockout de la Estación Villano Alfa están

diseñados para manejar 22,500 BPD de petróleo seco y 40,000 BPD de agua de

formación, constan de dos secciones:

Primera sección: Free Water Knockout

Segunda sección: Deshidratador Electrostático

La sección de Deshidratación Electrostática se encuentra fuera de

funcionamiento, por lo que únicamente brinda espacio para el almacenamiento y tiempo

de residencia para la separación del petróleo y el agua.

4.5.4.2.CONDICIONES DE DISEÑO DE LOS SEPARADORES

A continuación se presentan las condicionales para las que originalmente fueron

diseñados los dos equipos de separación instalados en el Campo Villano Alfa.

14

Tabla 6. Condiciones de diseño de los separadores

Tasa de petróleo 22,500 BPD

Gravedad API del petróleo 20.4

Punto de vertido 45 °F

Tasa de agua 40,000 BPD

Gravedad Específica del agua 1

Sulfito de Hidrogeno 9 a 65 ppm

Presencia de parafina NO

Formación de espuma NO

Presión de operación 250 – 275 psig

Temperatura de entrada 205 °F

Presión de diseño 300 psig

Temperatura de operación estimada 205 °F

BS&W deseado <5.0 %

Temperatura de diseño 260 °F

Elevación de la estación 1,360 Ft

Calidad del agua efluente <2,000 ppm de Hidrocarburos



4.5.4.3.CONDICIONES ACTUALES DE OPERACIÓN DE LOS

SEPARADORES

Los parámetros de operación para los separadores se presentan en la Tabla 7, se

puede observar que la tasa de flujo de agua ha sobre pasado el volumen considerado en

el diseño.

15

Tabla 7. Parámetros de operación de la Batería de Separación

FWKO A

Presión de

operación 204.3 psig

Temperatura de

operación 208 °F

Taza de Flujo 42,100 BWPD

FWKO B

Presión de

operación 197 psig

Temperatura de

operación 205 °F

Taza de Flujo 42,000 BWPD



Actualmente los separadores están trabajando sobre diseño; el FWKO A trabaja

al 104 % y el FWKO B al 102 %, razones por las cuales se hace imperativa la inclusión

de un separador adicional en las instalaciones de Villana Alfa.

Tabla 8. Dimensiones de los Separadores

Diámetro interno 3,000 mm

Longitud total 19,800 mm

Cabezas Elipsoidales

Capacidad nominal 882 Barriles



4.5.5. SISTEMA DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Villano Alfa cuenta con un sistema de tanques construidos para operar a

presiones de 0,5 psi sobre la presión atmosférica, siendo ésta medida en la parte superior

del tanque.

16

Figura 4. Tanques de Almacenamiento Villano Alfa



Tabla 9. Características de los Tanques de Villano Alfa

Tanque de

almacenamiento de

petróleo

Capacidad nominal 10,000 bbl

Presión de diseño 0.126 psi

Presión interna de

diseño 3.5525 inch WC

Temperatura de

diseño 200 °F

Temperatura de

operación 174.2 °F

Tanques de desnatado

A y B

Capacidad nominal 5,000 bbl

Presión de diseño 2 / -0.57 Oz

Presión interna de

diseño 3.5525” WC

Gravedad especifica 1 @ 200 °F

Temperatura de

operación 174.2 °F



17

Todos los tanques están conectados a tierra, o bien aterrizados por medio de

varios cables especiales a una celda de varillas de cobre, para evitar que la gran masa de

hierro y acero de la que están construidos atraigan las descargas eléctricas producidas

por tormentas eléctricas. Cuentan además con sistemas de venteo normal y de

emergencia, válvulas de presión y vacío, dispositivos arresta llamas, transmisores y

medidores de nivel presión y temperatura. Presentan además protección ante la

corrosión, utilizando recubrimiento epóxico en el interior y exterior de los tanques, se

utiliza pintura asfáltica de cuerpo grueso, para el exterior se emplea una capa adicional

de acabado con blanco de plomo o zinc.

4.5.6. HIDROCICLONES

Son equipos diseñados para separar la fase sólida de los fluidos, la mezcla

desciende rotando a través del hidrociclón. Por efecto de la fuerza centrífuga, la fase

sólida es lanzada a las paredes exteriores del hidrociclón. El rendimiento del equipo

depende fundamentalmente del tamaño de las partículas sólidas.

Figura 5. Hidrociclones



La estación Villano Alfa cuenta con cuatro Hidrociclones (Figura 5), dispuestos

dos aguas abajo de cada FWKO, pero debido a que actualmente se trabaja sobre la

capacidad de los FWKO, se han removido los internos de los hidrociclones, y no

cumplen función alguna.

18

4.5.7. SISTEMA DE BOMBAS

Una bomba es una turbo maquina generadora para líquidos. La bomba se usa

para transformar la energía mecánica en hidráulica. El sistema de bombas en la estación

Villano Alfa es integrado por los siguientes elementos:

4.5.7.1.BOMBAS CENTRÍFUGAS

Los pozos en el campo Villano Alfa están provistos de un sistema de

levantamiento artificial por bombeo electrosumergible, provisto por CENTRILIFT.

Estas son bombas multietapas; cada etapa constituida por un impulsor y un difusor, este

tipo de bomba permite manejar un amplio rango de tasas de flujo incluso mayores a

100,000 BPD. Están automatizadas para su control y supervisión, el principal

fenómeno físico de transferencia de energía es el efecto centrífugo ejercido sobre el

fluido. Por otra parte, el efecto de la forma de la carcasa sobre el fluido es la

transformación de energía (de cabeza de velocidad a cabeza de presión).

4.5.7.2.BOMBAS DE LA LÍNEA DE FLUJO A/B/C/D

Son bombas horizontales tipo tornillo provistas de una cámara de empuje que

interiormente esta provista de un sello de crudo y un sello de aceite, son las encargadas

de bombear los fluidos hacia el CPF, proporcionan una presión en el oleoducto de 1620

psig y maneja un volumen de fluido de alrededor de 89150 BFD.

Tabla 10. Características de las Bombas de la Línea de Flujo

Presión de descarga 1,920 psi

Capacidad de bombeo 20,000 BFPD

Motor 800/400 HP 1800/900 RPM

Tipo Horizontal de tornillo Elaborado por: Tomás Freire C.


19

Figura 6. Bombas de la Línea de Flujo



4.5.8. BOMBAS DE TRANSFERENCIA A/B

La estación cuenta con dos bombas de desplazamiento positivo, accionadas por

motores eléctricos. La función específica de éstas bombas es transferir crudo desde el

tanque de almacenamiento en dirección hacia la succión de las bombas de la línea de

flujo A/B/C/D, manteniendo así un nivel bajo de crudo con un stock estimado de 1500

barriles. Están provistas de accesorios como PI (Indicador de Presión), RO (Orificio de

Restricción, Placa Orificio), PDI (Indicador de Diferencial de Presión).

Tabla 11. Características de las Bombas de Transferencia

Capacidad 200 GPM

Motor 200 HP

Presión de descarga 300 a 600 psi



4.5.9. WATER INJECTION PUMPS A/B/C/D:

Son bombas centrifugas accionadas por un motor eléctrico, están provistas de

dos sellos, en el lado coupling1 y en le lado de la bomba. Son de vital importancia en la

1Acoplamiento, matrimonio motor-bomba

20

Estación Villano Alfa puesto que su función es la de proporcionar presión y caudal

hacia los pozos inyectores I-12 e I-9 (Figura 2), que manejan un volumen de alrededor

de 65,700 BWPD inyectados hacia la formación Hollín; lugar de donde los fluidos

fueron producidos.

Actualmente la estación maneja cuatro bombas, se espera poner en

funcionamiento una quinta bomba, esto por cuanto Villano Alfa cuenta con la

autorización pertinente para utilizar al pozo V-14 como pozo inyector, esto solventará

las necesidades de manejo de agua de formación para el desarrollo de los campos

Villano A y B.

Figura 7. Bomba para Inyección de Agua WIP



Tabla 12. Características de las bombas de inyección de agua

Velocidad 2,890 a 3590 RPM

Tipo Centrífuga

Caudal 20,749 BWPD

Presión de descarga 3,040 psi

Presión de succión 150 psi

Diferencial de cabeza 6820 Ft



21

4.5.10. OIL BOOSTER PUMPS A/B/C

Son bombas centrífugas verticales cuya función fundamental es la de

proporcionar la presión de succión requerida para un óptimo funcionamiento de las

bombas de la línea de flujo con dirección al CPF, la estación Villano Alfa cuenta con

tres bombas Booster dispuestas en un mismo patín, generalmente la estación mantiene

en funcionamiento únicamente a dos y la tercera entra en funcionamiento durante tareas

de mantenimiento y reparación.

Figura 8. Bombas Booster A/B/C



Tabla 13. Características de las Bombas Booster para Petróleo A/B/C

Capacidad de bombeo 205 m3/h

Capacidad mínima 34.3 m3/h


Diferencial de presión 289 m @capacidad de

bombeo

Temperatura de diseño 220 °F

Densidad 877 Kg/m3 @Temp. de bombeo

Viscosidad 15 cP @Temp. de bombeo

Presión de vapor 237 psi @Temp. de bombeo



22

4.5.11. WATER BOOSTER PUMPS A/B/C/D

Villano Alfa cuenta con cuatro bombas Booster para proporcionar la presión de

succión suficiente para la admisión de las bombas WIP (Figura 7) que manejan

presiones de succión de alrededor de 230 psig.

Tabla 14. Características de las Bombas Booster para Agua A/B/C/D

Velocidad 3600 RPM

Tipo centrífuga

Caudal 30,144 BPD

Presión de descarga 150 psi




4.5.12. UNIDAD SAMPLER O TOMA MUESTRAS

Esta unidad tiene como finalidad permitir la extracción de muestras desde los

separadores, a través de un sistema de tuberías que permite acceder a diferentes niveles

de los fluidos al interior del equipo, para poder caracterizarlos durante el proceso, y así

evaluar el proceso de separación de las distintas fases. Está ubicado entre los equipos de

separación de agua libre, cuenta con un sistema de intercambio de calor para reducir la

temperatura de la muestra.

Figura 9. Sampler



23

4.5.13. SISTEMA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS

Este sistema mantiene la inyección continua o alternada de químicos hacia los

Free Water Knockout A y B, a la línea de flujo, a los pozos inyectores y hacia el

Manifold de producción, en la tabla siguiente se presenta la configuración de este

sistema.

Tabla 15. Sistema de Inyección de Químicos

Bomba Unidad Tipo de Químico

A Línea de flujo Desmulsificante

B FWKO “A” Desmulsificante

C FWKO “B” Desmulsificante

D Pozos Productores Inhibidor de corrosión

E Manifold de producción Biocida

F Manifold de producción Antiescala

G Bomba de respaldo



Figura 10. Sistema de Inyección de Químicos



24

4.6. FACILIDADES CENTRALES DE PRODUCCIÓN (CPF)

El objetivo fundamental que cumplen estas facilidades de producción, es el de tratar

los fluidos provenientes del campo Villano Alfa, ubicado en el sector Triunfo Nuevo al

Noroccidente del Bloque 10; el tratamiento que en estas facilidades se realiza consiste

principalmente en la deshidratación del crudo con el fin de obtener un petróleo crudo

con un porcentaje igual o menor al 0,5% de BS&W; para luego ser bombeado hacia

Sarayacu, y finalmente entregado en el Terminal de Baeza, por medio de una línea

secundaria de 137 Km.

Otro objetivo que cumplen estas facilidades, es el de manejar un gran volumen de

agua producida en asociación con el crudo, y que una vez separada del crudo y del gas

debe ser tratada hasta su disposición final, para ello el CPF, cuenta con el equipo

necesario para la inyección de este fluido hacia la formación Tiyuyacu, el volumen de

agua promedio manejado por estas instalaciones es de 80,000 BWPD.

Cuenta además con una planta de generación eléctrica, dispone de una potencia

instalada de 26.6 MW suministrada por 5 grupos motor-generador de marca Warsila-

Vasa, adicionalmente cuenta con dos grupos motor-generador marca Caterpillar de 1.63

MW cada uno, que entran en funcionamiento cuando una unidad Warsila está en

mantenimiento o reparación.

Figura 11. Layout general del CPF



25

4.7. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA

Luego de analizar las variables del proceso de los fluidos en el Campo Villano Alfa

y describir los equipos y sistemas que intervienen en los mismos, surge la necesidad de

incluir un separador de agua libre adicional a los existentes, a continuación se presentan

aspectos determinantes para esta conclusión:

El FWKO A actualmente se encuentra trabajando al 104% de la capacidad

operación de la sección de separación mecánica, la sección de separación

electrostática ha sido deshabilitada y modificada para funcionar como un espacio

de residencia adicional para la separación mecánica de los fluidos, esta sección

está trabajando al 102 % de su capacidad de operación.

El FWKO B ha sido modificado de la misma forma que el FWKO A, al momento

la sección de separación mecánica trabaja al 98% de su capacidad y la sección

modificada maneja el 102% del volumen para el que fue diseñado.

Los internos de los Hidrociclones A y B fueron removidos, para permitir un libre

tránsito del agua de formación despojada del crudo, así se permite un manejo

más dinámico de los fluidos dentro del separador, pero la función de remoción

de sólidos suspendidos en el agua ha sido cancelada.

Adicionalmente a lo antes presentado, se ha planificado la expansión de la

producción de campo para lo cual se perforarán dos nuevos pozos. Para la disposición

final del agua asociada producida se transformará en Pozo Inyector al pozo Villano 14 y

se adicionará una quinta bomba de inyección de agua (WIP E).

CAPÍTULO III

3. CAPÍTULO III

4.

3. SEPARACIÓN DE FASES

3.1 CONSIDERACIONES BÁSICAS

4.1.1. PRINCIPIOS DE LA SEPARACIÓN FÍSICA

Para el diseño y construcción de separadores se hace necesario tomar en cuenta

los estados en que pueden encontrarse los fluidos y fundamentalmente el efecto que

puedan tener los principios físicos. Los principios considerandos para realizar la

separación física de vapor, líquidos o sólidos son: el momentum o cantidad de

movimiento, la fuerza de gravedad y la coalescencia. Toda separación puede usar uno o

más de estos principios. Pero siempre las fases a separarse deben ser inmiscibles2 y de

diferentes densidades.

4.1.2. MOMENTUM (CANTIDAD DE MOVIMIENTO)

Este principio físico demuestra que fluidos con diferentes densidades tienen

diferentes momentum; así tenemos que si una corriente de dos fases se cambia

bruscamente de dirección, el fuerte momentum o la gran velocidad adquirida por las

fases, no permite que las partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como

las de la fase liviana, este fenómeno provoca la separación de fases.

Este mecanismo se logra utilizando una entrada tangencial o un deflector3 a la

entrada del separador, para fines prácticos se puede decir que el tamaño mínimo de

gotas que pueden ser separadas por este principio va de 5 a 10 micrones, ésta medida

puede ser calculada por medio de la ecuación de Stokes, reemplazando la fuerza de

gravedad por la Fuerza centrífuga.

4.1.3. FUERZA DE GRAVEDAD

La fuerza gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido suspendidas en la fase

gaseosa es mayor que la fuerza de arrastre del fluido de gas sobre la gota de líquido. 2 Condición en la que 2 fluidos no se disuelven entre sí, formando un sistema bifásico. 3 Placa ubicada luego de la boca de entrada del fluido a fin de cambiar su dirección.

Estas fuerzas definen la velocidad terminal, la cual matemáticamente se presenta usando

la ecuación siguiente:

Ecuación 1. Velocidad terminal

Fuente: Arnold, Ken, Liquid-Liquid and Gas-Liquid Separators


Donde:

Vt = Velocidad terminal de la gota de liquido

g = Aceleración de la gravedad

dg = Diámetro de la gota

ρg = Densidad del gas

ρl = Densidad del líquido

C’ = Coeficiente de arrastre que depende del Número de Reynolds

Para el caso de decantación de una fase pesada líquida discontinua en una fase

liviana líquida continua, aplica la ley de Stokes:

Ecuación 2. Ley de Stokes

Fuente: Arnold, Ken, Liquid-Liquid and Gas-Liquid Separators


Esta relación aplica para números de Reynolds de gota menores de 2, y puede

demostrarse que la mayoría de los casos de decantación caen en el rango de la ley de

Stokes. Básicamente, la ley de Stokes puede usarse para la flotación de una fase liviana

líquida discontinua en una fase pesada líquida continua, teniendo en cuenta que la

viscosidad es de la fase continua, en este caso, la fase pesada.

'3)(.4

Cdg

Vtg

glp

18)(.. 2

1 lggdgFVt

Para obtener una buena velocidad de asentamiento se requiere que la viscosidad

del crudo se reduzca y el diámetro de la gota aumente, esto se puede lograr adicionando

calor a la mezcla, la densidad del petróleo no se afecta significativamente ya que está

entre valores de 0,87 y 0,95.

Una gota de líquido que cae bajo la aceleración de la gravedad, incrementa su

velocidad hasta que la fuerza de fricción sobre la gota se equipare a la fuerza neta de

gravedad. A partir de ese momento, la gota caerá con una velocidad constante conocida

como velocidad libre de sedimentación o velocidad terminal. Esta velocidad es la

utilizada para determinar cuánto tiempo requiere una determinada partícula de líquido

para caer una determinada distancia.

No es económicamente rentable utilizar únicamente éste principio para la

remoción ya que las dimensiones de los separadores serian excesivas para separar gotas

de 40 a 50 micrones. Partículas de 100 a 200 micrones son consideradas como

limitantes para considerar la separación por efecto de la fuerza de gravedad únicamente.

4.1.4. COALESCENCIA

Las gotas muy pequeñas no pueden ser separadas por gravedad, estas gotas se unen,

por medio del fenómeno de coalescencia, para formar gotas de mayor volumen, las

cuales se acercan lo suficiente para superar las tensiones superficiales individuales, y ser

capaces de separarse por gravedad.

4.2. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN AGUA-PETRÓLEO

4.2.1. FORMACIÓN DE EMULSIONES

Una emulsión constituye una dispersión de gotas de agua en el aceite, que se

vuelven estables por la acción de sustancias naturales o artificiales presentes en el

crudo. Los diámetros de las gotas varían desde una a centenas de micras, aunque la

mayoría presentan un diámetro medio de 10 micras. En la Figura 12 se presenta la

distribución de la fase dispersa (agua) en la fase continua (petróleo), a esto en la

industria petrolera se conoce como una emulsión normal.

Figura 12. Microfotografía de una emulsión agua en petróleo

Fuente: Universidad de los Andes, Venezuela


Para la formación de una emulsión, además del agua y el aceite se necesita de

agitación y la presencia de un agente emulsificante para estabilizar la mezcla, estos son

conocidos como surfactantes, y su función es reducir la tensión superficial entre las

fases, dando lugar a la emulsificación. Entre los surfactantes naturales del crudo

tenemos: asfáltenos, resina, sales metálicas, sedimentos, arcillas, productos de corrosión

y sólidos. La figura 13 se representa gráficamente la estabilización de una gota de agua

por agentes emulsionantes presentes en el crudo.

Figura 13. Estabilización de la emulsión



La fase acuosa dispersa se refiere generalmente como agua y sedimento (A&S) y

la fase continua es petróleo crudo. El A&S es principalmente agua salina; sin embargo,

sólidos tales como arena, lodos, carbonatos, productos de corrosión y sólidos

precipitados o disueltos se encuentran también presentes, por lo que A&S también es

llamada Agua y Sedimento Básico (BS&W).

El grado de estabilidad de las emulsiones está relacionado con la razón de película

(volumen de surfactante/volumen de la fase dispersa) y la viscosidad del crudo, siendo

esta última la que influye en dos formas:

Aumentando el tiempo de floculación de las gotas dispersas

Mayores fracciones de asfáltenos y resinas polares se encuentran presentes en

crudos de alta viscosidad y densidad

Los crudos de alta viscosidad permiten mantener gotas de suspensión, oponiéndose

a una menor resistencia al asentamiento.

4.2.2. PRUEBA DE BOTELLA

Las pruebas de botella ayudan a determinar el tipo de químico que es más efectivo

para romper la emulsión de campo. Los resultados de esta prueba indican la menor

cantidad de químico desmulsificante necesario para separar la mayor cantidad de agua

de la emulsión W/O. Para el éxito de esta prueba se requiere seleccionar una muestra

representativa de la corriente de producción de la emulsión, la cual debe reunir las

siguientes características:

Ser representativa de la emulsión a ser tratada.

Contener cantidades representativas de los químicos presentes en el sistema,

tales como inhibidores de corrosión y parafinas.

Debe ser fresca para evitar la estabilización por envejecimiento de la emulsión.

Simular las mismas condiciones de agitación y temperatura tanto como sea

posible.

La prueba consiste básicamente en preparar una serie de botellas graduadas y añadir

100 ml de la emulsión agua en crudo fresca o preparada en laboratorio, se dosifican

diferentes concentraciones del producto deshidratante a cada botella dejando una botella

sin deshidratante (botella patrón), se homogeniza la mezcla y se colocan las botellas en

un baño termostático a la temperatura deseada. Cada 30 minutos se lee el volumen de

agua coalescida y se observa la calidad de la interface, del agua separada y de las

paredes del tubo. Con estos datos se construye la gráfica de porcentaje de agua separada

en función del tiempo, así como la gráfica de estabilidad, que permite conocer el tiempo

necesario para separar ½ ó 2/3 del volumen de fase acuosa. Tales gráficas permiten

determinar la eficiencia del deshidratante.

Figura 14. Procedimiento de la Prueba de Botella



4.2.3. DESMULSIFICACIÓN

La desmulsificación; separación de petróleo-agua se produce en dos etapas:

Floculación, las gotas de la fase dispersa forman agregados, sin perder

completamente su identidad.

Coalescencia, los agregados se combinan formando gotas individuales.

La separación se puede producirse por intercambio de calor, que ayuda reduciendo

la viscosidad de la fase continua y disminuyendo la tensión interfacial, asimismo la

adición de productos químicos desmulsificantes; cada caso de emulsión requiere un

producto específico, ya que la emulsión se puede llevar a cabo de diferentes formas.

Otro mecanismo que ayuda en la separación de fases líquidas es el asentamiento

temporal (asentamiento por gravedad) y tratamiento eléctrico, el campo electroestático

producido en el interior del recipiente, cambia la polaridad de las moléculas de la

interface, modificando el estado de fuerzas y reduciendo la tensión interracial,

provocando que las gotas de la fase dispersa se unan.

El tratamiento químico consiste en aplicar un producto desmulsificante sintético

denominado en las áreas operacionales de la industria petrolera como químicos

deshidratantes, el cual debe ser inyectado tan pronto como sea posible ya sea en

superficie o en el fondo del pozo. Esto permite más tiempo de contacto y puede prevenir

la formación de emulsión corriente abajo. La inyección de desmulsificantes antes de una

bomba, asegura un adecuado contacto con el crudo y minimiza la formación de

emulsión por la acción de la bomba.

El tratamiento mecánico se caracteriza por utilizar equipos de separación dinámica

que permiten la dispersión de las fases de la emulsión y aceleran el proceso de

separación gravitacional. Entre ellos se encuentran los tanques de sedimentación

llamados comúnmente tanques de lavado.

Para el tratamiento eléctrico se utilizan equipos denominados deshidratadores

electrostáticos, y consiste en aplicar un campo eléctrico para acelerar el proceso de

acercamiento de las gotas de fase dispersa.

4.2.4. EFECTOS DE LA TEMPERATURA

Con el aumento de temperatura en la mezcla de agua y petróleo, se logra un

aumento del movimiento molecular, las gotas de agua se expanden y la película que

rodea a estas se rompe o reduce su resistencia; otro factor que ayuda a la

desmulsificación de la mezcla es la reducción de la viscosidad del petróleo, permitiendo

el asentamiento más rápido de las partículas de agua.

La variación de la viscosidad respecto a la temperatura es función de las

características del crudo, pero en general al disminuir la gravedad especifica del

petróleo, la viscosidad se hace mayor. En la figura 15 se muestra el comportamiento de

la viscosidad frente a un cambio de temperatura en crudos de distintos grados API.

Figura 15. Efectos de la Temperatura en la viscosidad de diferente crudos

Fuente: Surface Productions Operations Vol. 1

Elaborado por: Tomas Freire C.

Los líquidos de mayor viscosidad permiten mantener gotas de mayor volumen

en suspensión, lo que trae como consecuencia una menor resistencia al asentamiento

por la inestabilidad de la emulsión.

La temperatura afecta al volumen real del gas, lo expande, razón por la cual se

reduce la capacidad de gas del recipiente separador.

4.3. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE SEPARACIÓN

Para la separación de mezclas gas-líquido, la mezcla ingresa al separador y choca

contra un aditamento interno ubicado en la entrada, lo que provoca que cambie la

cantidad de movimiento de la mezcla, dando lugar a una separación gruesa de las fases.

Seguido a esto, en la sección de decantación (espacio libre o de residencia) actúa la

fuerza de gravedad sobre el fluido permitiendo que el líquido abandone la fase gaseosa

y caiga al fondo del separador (sección de acumulación de líquido). Esta sección provee

del tiempo de residencia suficiente para la decantación de una fase líquida pesada, y la

flotación de la fase líquida liviana.

4.3.1. SEPARACIÓN PRIMARIA

La separación primaria es el paso inicial en el tratamiento del crudo, su objetivo

primordial es separar el crudo del agua libre, para este fin los equipos más utilizados

son:

Separadores de agua libre

Separadores trifásicos agua-petróleo-gas

Separadores bifásicos gas-líquidos

En el funcionamiento de los separadores se debe controlar la energía y la tasa del

fluido cuando ingresa, estos equipos se deben diseñar y construir de modo tal que se

evite la turbulencia en la sección ocupada por le gas. Deben incluir control sobre la

acumulación de espuma y partículas contaminantes, la temperatura y presión de

operación, variación en las tasas de alimentación al separador

Los separadores contemplan cuatro secciones de separación:

4.3.1.1. SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA

El cambio en la cantidad de movimiento de las fases a la entrada del separador

genera la separación gruesa de las fases. Esta zona incluye las boquillas de entrada y los

aditamentos de entrada, tales como deflectores o distribuidores (Figura 16).

En esta sección se controla la cantidad de movimiento de los fluidos, la dirección de los

fluidos y la aceleración de los mismos. La fuerza centrifuga originada por la entrada

tangencia, remueve apreciables cantidades de líquido y permite redistribuir la velocidad

del gas.

Figura 16. Accesorios de la Sección de Separación Primaria

Fuente: Deshidratación de crudos, NEXT


4.3.1.2. SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA

Durante la separación secundaria se observan zonas de fase continua con gotas

dispersas (fase discontinua), sobre las cuales actúa la fuerza de gravedad (Figura 17).

Ésta fuerza se encarga de decantar hasta cierto tamaño de gotas de la fase pesada

discontinua en la fase liviana continua. También produce la flotación de hasta un cierto

tamaño de gotas de la fase líquida liviana (fase discontinua), en la fase pesada continua.

En esta parte del recipiente la fase liviana se mueve a una velocidad relativamente baja

y con muy poca turbulencia.

Figura 17. Acción de las fuerzas en la separación de fases

Fuente: Deshidratación de crudos, NEXT


4.3.1.3. SEPARACIÓN POR COALESCENCIA

En ciertas situaciones, no es aceptable que gotas muy finas de la fase pesada

discontinua sean arrastradas en la fase liviana: por ello es necesario que, por

coalescencia, tales gotas finas alcancen un tamaño lo suficientemente grande para

separarse por gravedad: para lograrlo se hace necesario tener elementos como los

eliminadores de niebla o mallas4 para el caso de separadores líquido-gas, o las esponjas

o platos coalescedores, en el caso de la separación líquido-líquido

4 Malla. Extractor de niebla o Demister

Figura 18. Dispositivos de la Sección de Extracción de Niebla

Fuente: Surface Productions Operations Vol. 1, NEXT


Finalmente las fases líquidas ya separadas requieren de un volumen de control y

emergencia para una operación confiable y segura de los equipos aguas abajo. Se

requiere un tiempo de residencia mínimo para llevar a cabo el proceso de separación.

CAPÍTULO IV

40

5. CAPÍTULO IV

6.

4 EQUIPOS DE SEPARACIÓN

4.1. INTRODUCCIÓN

En la industria del petróleo y gas natural, un separador es un cilindro de acero que

por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes

básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos

de otras sustancias no deseadas como agua de formación y sólidos producidos de la

arena productora.

Otro fin que se sigue con la utilización de este equipo es la separación del glicol en

plantas de tratamiento, puesto que se usa como deshidratante del gas natural, de las

naftas que se condensan dentro de las torres de absorción; o, cuando se refiere al uso de

las aminas, que circulan en contracorriente con el gas natural, los separadores se

emplean para eliminar los componentes ácidos, como el sulfito de hidrógeno y el

dióxido de carbono que se absorben en la solución. Siguiendo esta línea se puede decir

que en la industria petrolera, el término separador de gas y petróleo es la designación

para un recipiente de presión usado para separar fluidos y el gas producidos del pozo del

petróleo en componentes gaseosos y líquidos. Para referirse a un recipiente de

separación se pueden usar los siguientes términos:

Separador de gas y petróleo

Separador

Separador por etapas

Trampa de crudo

Tambor Knockout, separador Knockout, trampa Knockout, water Knockout

Flash chamber, tanque flash, o trampa flash5

Separador de expansión o tanque de expansión

Scrubber6 (gas scrubber),secos y húmedos

Filtros (filtros de gas), secos o húmedos

Filtro/separador

5 Se utiliza el término flash para hacer referencia a equipos de separación instantánea 6 Tanque desecador de gases.

41

4.2. CONSIDERACIONES BÁSICAS

Los separadores deben ser capaces de manejar baches o Heads de los fluidos del

pozo. Por lo tanto son dimensionados para manejar tasas instantáneas más altas de

petróleo sumado el agua y el gas. Un separador Knockout, puede ser usado para remover

únicamente agua del fluido del pozo o para remover todo el líquido, una emulsión de

petróleo más agua del gas. En el caso de un Knockout de agua para usarse cerca del

cabezal de pozo, el gas y líquido de petróleo son usualmente descargados juntos y el

agua libre es separada y descargada del fondo del recipiente.

Una cámara flash, sea trampa o tanque, normalmente se refiere a un separador

convencional de gas y petróleo operado a baja presión, con el líquido de un separador de

presión más alta siendo separado instantáneamente dentro del él. Ésta cámara flash es

frecuentemente la segunda o tercera etapa de separación, con el líquido siendo

descargado de la cámara flash al almacenaje.

Un tanque de expansión es la primera etapa de equipo de separación de temperatura

baja o unidad de separación fría. Este recipiente puede ser equipado con una resistencia

de calentamiento para afectar a los hidratos, o se puede inyectar un líquido preventivo

de hidratos (como un glicol) dentro del fluido del pozo justo antes de la expansión

dentro de este recipiente.

Un Scrubber de gas puede ser similar a un separador de gas o petróleo. Usualmente

maneja fluidos que contienen mucho menos líquido, los Scrubbers de gas son

normalmente usados para agrupar gas, sales, y líneas de distribución donde no son

requeridas para manejar baches de líquido, como es a menudo el caso con los

separadores de gas y petróleo. Los Scrubbers de gas del tipo seco utilizan extractores de

niebla y otros internos similares a separadores de gas y petróleo, mostrando una

preferencia a los extractores de niebla de tipo coalescente. Los Scrubbers de gas tipo

húmedo pasan el vapor del gas a través de un baño de petróleo u otros líquidos que

lavan el polvo y otras impurezas del gas. El gas fluye a través de un extractor de niebla

donde todo el líquido es separado de éste.

Scrubber puede referirse a un equipo usado aguas arriba de cualquier tanque

procesador de gas o unidad para proteger el separador aguas abajo.

42

Como Filtro (Filtro de Gas o Filtro/Separador) se refiere a un Scrubber de gas del

tipo seco, especialmente si la unidad está siendo usada primariamente para remover el

polvo del vapor del gas. Un medio filtrante es usado en el recipiente para remover el

polvo, escala de la línea, corrosión y otros materiales ajenos al gas. Dichas unidades

normalmente remueven el líquido del gas.

4.3. REQUERIMIENTOS DE LOS SEPARADORES

Un separador de petróleo y gas generalmente incluye los siguientes componentes y

características:

Un recipiente que incluya: un componente o sección de separación primaria,

sección de separación secundaria por efecto de la Gravedad, un extractor de

niebla para remover pequeñas partículas de líquido del gas, un desagüe de gas,

sección de separación por diferencia de densidad para remover el gas o vapor del

petróleo; sobre una unidad de tres fases, esta sección también separa el agua del

petróleo), desagüe del petróleo y salida de agua.

Adecuada capacidad volumétrica de líquido para manejar el incremento

repentino de líquido (baches) de los pozos y/o líneas de fluido.

Diámetro del recipiente y longitud adecuados para permitir que la mayoría de

líquido sea separado del gas de modo que el extractor de niebla no sea

inundado.

Un medio para controlar el nivel de petróleo en el separador, que usualmente

incluye un controlador de nivel de líquido y una válvula de motor de diafragma

sobre el desagüe de petróleo. Para una operación de tres fases el separador debe

incluir un controlador de nivel de la interface petróleo/agua y una válvula de

control para la descarga de agua.

Una válvula de contrapresión en la salida de gas para mantener la presión estable

en el recipiente

Dispositivos para aliviar la presión.

43

4.4. CLASIFICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LOS SEPARADORES

Debido al fin primordial para el que el separador se utiliza, el nombre que se le

asigna a estas unidades está determinado en la función que realiza en cada caso

particular.

Los separadores pueden clasificarse, según su forma en:

Separadores cilíndricos

Separadores esféricos

Separadores de dos barriles

Los separadores cilíndricos pueden clasificarse según su orientación en:

Separadores verticales

Separadores horizontales

Otra clasificación sería de acuerdo a la manera de inducir físicamente la separación:

Separadores por gravedad (típico separador vertical gas-líquido)

Separadores por impacto (separadores de filtro)

Separadores por fuerza centrífuga (separadores centrífugos)

En este capítulo se hace una breve descripción de los distintos tipos de separadores

así como sus principales características y aplicación. Si se toma en cuenta la posición

del cilindro, habrá que reconocerlos como verticales u horizontales. Adicionalmente si

al calificativo por la posición del recipiente se le agrega el trabajo que realiza se hablará

de separadores horizontales bifásicos o trifásicos, según sea la posición del recipiente y

el número de fases que separe.

4.5. SEPARADORES VERTICALES

En estos equipos, la fase pesada decanta en dirección opuesta al flujo vertical de la

fase liviana. Por consiguiente, si la velocidad de flujo de la fase liviana excede

levemente la velocidad de decantación de la fase pesada, no se producirá la separación

de fases, a menos que esta fase pesada coalesca en una gota más grande. Entre las

ventajas y desventajas del separador vertical están:

44

4.5.1. VENTAJAS

Normalmente empleados cuando la relación gas o vapor-líquido es alta y/o

cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas.

Mayor facilidad, que un tambor horizontal, para el control del nivel del líquido,

y para la instalación física de la instrumentación de control, alarmas e

interruptores.

Ocupa poco espacio horizontal

La capacidad de separación de la fase liviana no se afecta por variaciones en el

nivel de la fase pesada.

Facilidad en remoción de sólidos acumulados.

4.5.2. DESVENTAJAS

El manejo de grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de

líquido, ó separación líquido-líquido, obliga a tener excesivos tamaños de

recipientes, cuando se selecciona esta configuración.

Requieren mayor diámetro, que un tambor horizontal, para una capacidad dada

de gas.

Requieren de mucho espacio vertical para su instalación

Fundaciones más costosas cuando se comparan con tambores horizontales

equivalentes.

Cuando hay formación de espuma, o quiere desgasificarse líquido ya

recolectado, se requieren grandes volúmenes de líquido y, por lo tanto, tamaños

grandes de tambores verticales.

45

Figura 19. Separador Vertical

Fuente: Manual de procesos MDP, PDVSA

Elaborado por: Tomás Freire C

Entre los principales equipos de separación vertical se encuentran:

46

4.5.3. TAMBOR KO DE SUCCIÓN DE COMPRESOR

Utilizados cuando se requiere una separación líquido-gas muy eficiente, especialmente

para tambores asociados a compresores reciprocantes. Estos tambores KO se diseñan

para incluir malla separadora de gotas y, algunas veces, se incluye calentamiento por

trazas de la salida vapor para evitar condensación en la línea

4.5.4. TAMBOR KO DE LA ALIMENTACIÓN AL ABSORBEDOR DE

GAS ÁCIDO

Se usan si se requiere una separación líquido-gas muy eficiente, para evitar la formación

de espuma en la admisión del siguiente equipo.

4.6. SEPARADORES HORIZONTALES

En estos equipos, la fase pesada decanta perpendicularmente a la dirección

horizontal de flujo de la fase liviana, permitiendo que la fase liviana continua pueda

viajar a una velocidad superior a la velocidad de decantación de la fase pesada

discontinua (hasta un cierto límite). Entre las ventajas y desventajas de este tipo de

separadores están:

4.6.1. VENTAJAS

Normalmente empleados cuando la relación gas ó vapor-líquido es baja.

Requieren de poco espacio vertical para su instalación.

Requerimientos económicos menores que para un tambor vertical equivalente.

Requieren menor diámetro, que un tambor vertical, para una capacidad dada de

gas.

Manejan grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de

líquido, o separación líquido-líquido, optimizando el volumen de operación

requerido.

47

Los volúmenes de retención facilitan la desgasificación de líquido y el manejo

de espuma, si se forma.

4.6.2. DESVENTAJAS

Variaciones de nivel de la fase pesada afectan la separación de la fase liviana.

Ocupan mucho espacio horizontal.

Difícil remoción de sólidos acumulados (Necesidad de inclinar el recipiente o

añadir internos como tuberías de lavado)

Figura 20. Separador Horizontal

Fuente: Acero de los Andes S.A.


48

Figura 21. Dimensiones típicas en un separador con espacio para venteo



Entre los separadores horizontales mas utilizados tenemos:

4.6.3. SEPARADORES DE PRODUCCIÓN

También conocidos como Tambores Free Water Knockout FWKO; utilizado si

se requiere de un separación vapor-líquido eficiente, especialmente cuando el gas fluye

hacia un compresor. Además la separación del aceite o petróleo de la fase acuosa

(Separador líquido-líquido-gas), debe ser razonablemente buena para evitar sobrecargar

los equipos aguas abajo de tratamiento de agua. Muy a menudo, se requiere de

inyección de químicos desmulsificantes e inhibidores de espuma.

4.6.4. TAMBORES DE ALIVIO

Se emplean cuando es necesaria una separación gas-líquido razonablemente

buena, para así evitar arrastre de gotas de material hidrocarburo que arderían en el

mechero, ya que dichas gotas producirían una excesiva radiación en el mechero, además

49

que podrían caer gotas de material ardiendo desde el mechero, generando posibles

emergencias.

4.6.5. SEPARADOR CENTRÍFUGO

Ofrecen un espacio eficiente, pero son muy sensibles a la tasa de flujo y

requieren una mayor caída de presión que la configuración estándar de un separador.

4.6.6. SEPARADOR DE FILTRO

Los separadores de filtro usan el principio de aglomeración de gotas de líquido

en un medio filtrante seguido por un elemento eliminador de niebla.

La aglomeración más común y eficiente está compuesta de un medio filtrante

tubular de fibra de vidrio, el cual es capaz de retener partículas de líquido hasta tamaños

de submicrones. El gas fluye dentro de la parte superior del empaque del filtro, pasa a

través de los elementos y luego viaja hacia afuera por medio de los tubos. Las partículas

pequeñas secas (si las hay, por arrastres de sólidos ó productos de corrosión), son

retenidas en los elementos filtrantes y el líquido se aglutina para formar gotas más

grandes.

La eficiencia de un separador de filtro depende en gran medida del diseño

apropiado del empaque del filtro y que este produzca una caída de presión mínima,

mientras retiene una eficiencia de extracción.

50

Figura 22. Filtros Coalescedores

Fuente: AMISTCO


Los separadores tipo filtro son utilizados en aplicaciones de alto flujo de gas /

bajo flujo de líquido y pueden tener ambas configuraciones horizontal o vertical. Son

utilizados comúnmente a la entrada de los compresores en las estaciones compresoras,

como un despojador final aguas arriba de la torre contractora de glicol y en aplicaciones

de gas de instrumentación / combustible.

Al referirse a la ubicación relativa que ocupa el separador con respecto a los

otros equipos, también aparece otra clasificación:

4.6.7. SEPARADOR DE ENTRADA

Llamado así cuando está ubicado a la entrada de la planta, para recibir los

fluidos en su condición original, cruda; obviamente en este caso habrá que esperar la

posibilidad de recibir impurezas de cualquier tipo.

51

Figura 23. Separador de Filtro



4.6.8. SEPARADORES EN SERIE

Los que están colocados uno después del otro o, en paralelo, uno al lado del

otro. En el primer caso la depuración se realiza de manera progresiva y, en el segundo,

las dos unidades hacen el mismo trabajo.

Cuando la actividad por desarrollar tiende a la especialidad, los nombres que

toman las unidades de separación son muy específicos.

4.6.9. TANQUES DE VENTEO

También conocidos como Flash tanks7. Son recipientes utilizados para separar el

gas que se produce cuando se expande un líquido. En el campo de la ingeniería petrolera

se conoce como flash al cambio súbito que sufre un fluido cuando la presión desciende

violentamente. Así, al tumbar la presión del fluido se producirá una separación de

fases, que le dará origen al gas y al petróleo. Y, en correspondencia con la acción que se

7 Separador instantáneo de baja presión y temperatura.

52

realiza, el término Flash Tank se le asigna al separador donde se lleva a cabo la

expansión del fluido.

4.6.10. TRAMPAS O KNOCKOUT DRUMS

Son recipientes diseñados para separar corrientes con una alta relación gas-

líquido. El líquido se encuentra en el gas en forma de neblina. Estas unidades por lo

general tienen poca capacidad para la retención de líquidos.

4.6.11. SEPARADOR DE BACHES

Conocidos por su nombre en Inglés, Slug Catcher. Es un recipiente diseñado para

atrapar grandes cantidades de líquido que ocasionalmente llegan en la corriente de gas.

4.7. FUNCIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES

El cambio de las condiciones de presión y temperatura de los fluidos provenientes

del pozo, también cambiará la cantidad de gas y/o de líquido que se separa de la

corriente. La cantidad de líquido que permanece en el fondo del recipiente será tanto

mayor cuando más alta sea la presión y más baja la temperatura.

De la misma manera, para cada patrón de Presión y Temperatura, será diferente la

composición del gas y del líquido que se separan en la unidad. Desde el punto de vista

práctico estas composiciones se pueden calcular teóricamente. La actividad se conoce

como separación instantánea o Flash Calculations8.

Actualmente se cuenta en la industria petrolera con simuladores que ayudan a

efectuar este tipo de cálculos para obtener la cantidad de líquido y la composición

resultante de los cálculos. No obstante, se debe mantener siempre alerta para interpretar

la veracidad de la respuesta que eventualmente arroje un determinado simulador, porque

es muy común que la persona se equivoque al introducir la información y, por lo tanto,

sean erróneos los resultados.

8 Cálculos empleados para el diseño de baterías de separación por etapas.

53

Así, cuando se desea diseñar un separador, lo primero que se deberá hacer es

calcular la cantidad de líquido que permanecerá en el fondo del recipiente y las

respectivas composiciones y características de las fases que se separan. Eso servirá de

punto de apoyo para hacer el diseño conceptual.

Figura 24. Separador Horizontal

Fuente: AMISTCO


4.8. FUNCIONES DE LOS SEPARADORES

Antes de empezar el diseño es preciso estar muy claro en cuanto al uso que se le

dará al recipiente. De ello dependerá la calidad de la respuesta. No es lo mismo un

petróleo pesado, con arena, a altas velocidades que un fluido limpio volátil a la entrada

de una planta de fraccionamiento. En efecto, el uso del recipiente determina en grado

sumo las características del diseño y los componentes que interiormente lleva la unidad.

Para seleccionar un separador lo ideal sería que intervinieran en la decisión un

operador de experiencia y un buen calculista. Con el tiempo las habilidades de ambos se

mezclan y le dan origen a un buen diseñador.

La separación del petróleo y gas puede empezar a medida que el fluido fluye a

través de la formación productora hacia el pozo y puede aumentar progresivamente a

54

través de la tubería, líneas de flujo, y equipo de manejo de superficie. Bajo ciertas

condiciones, el fluido puede ser completamente separado en líquido y gas antes de

alcanzar el separador. En tal caso, el equipo de separación permite una ampliación para

permitir que el gas ascienda a un drenaje y el líquido descienda a otro.

4.8.1. REMOCIÓN DEL PETRÓLEO DEL GAS

La diferencia de densidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos puede

conseguir una separación aceptable en un separador. Sin embargo, en algunos casos, es

necesario usar dispositivos mecánicos, comúnmente referidos como extractores de

niebla para remover la niebla líquida del gas antes de ser descargado del separador.

Además, puede ser necesario usar algunos medios para remover gas que no está en

solución con el petróleo antes de que el petróleo sea descargado del separador hacia la

línea respectiva.

4.8.2. REMOCIÓN DEL GAS DEL PETRÓLEO

Las características físicas y químicas del petróleo y sus condiciones de presión y

temperatura determinan la cantidad de gas que contendrá la solución. El ritmo al que el

gas es liberado de un tipo de petróleo determinado es función del cambio en la presión y

la temperatura. El volumen del gas que un separador es capaz de extraer del crudo

depende principalmente de:

Características físicas y químicas del crudo,

Presión de operación,

Temperatura de operación

Tasa de ingreso de los fluidos al separador

Tamaño y configuración de separador, y otros factores.

La tasa de admisión, y profundidad del líquido en el separador determinan el tiempo

de retención del petróleo. El tiempo de retención de 1 a 3 minutos es generalmente

adecuado para obtener una separación satisfactoria del crudo y el gas, a menos que se

esté manejando petróleo espumoso Foaming Oil. Cuando el petróleo espumoso está

siendo separado, el tiempo de retención debería ser aumentado a 5 a 20 minutos,

55

dependiendo de la estabilidad de la espuma y el diseño del separador. Los avances en

los sistemas, procedimientos de campo y en los procesos de producción, como la

transferencia de custodia automática, enfatizan la necesidad de la remoción completa

del gas que no está en solución con el petróleo. La agitación, el calor, bafles9, paquetes

coalescentes, y materiales de filtración pueden ayudar en la remoción de los gases que

no están en la solución que de otro modo pueden quedar retenidos en el petróleo debido

a su viscosidad y tensión superficial.

4.8.3. SEPARACIÓN DEL AGUA DEL PETRÓLEO

En algunos casos es preferible en el proceso de separación remover el agua del

fluido proveniente del pozo antes de que fluya por líneas que presenten reducciones de

presión, como la causada por chokes10 y válvulas. Dicha remoción de agua puede

prevenir dificultades que podrían ser causa aguas debajo de problemas como corrosión,

formación de hidratos, y la formación de una emulsión estable que puede ser difícil de

separar.

El agua puede de ser separada del petróleo en un separador de tres fases usando

químicos y separación por gravedad. Si el separador de tres fases no es lo

suficientemente grande para separar el agua adecuadamente, puede ser separada en un

separador Free Water Knockout. Si el agua está emulsificada, puede ser necesario usar

un agente tratador de emulsiones para removerla.

4.8.4. FUNCIONES SECUNDARIAS DEL SEPARADOR

4.8.4.1. MANTENER LA PRESIÓN ÓPTIMA EN EL SEPARADOR

Para que un separador cumpla con sus funciones primarias, la presión debe ser

mantenida al interior del separador de modo que el líquido y el gas puedan ser

descargados en sus respectivos sistemas de procesamiento. La presión es mantenida en

el separador mediante el uso de una válvula de contrapresión de gas en cada tambor

separador o con una válvula de contrapresión maestra que controle la presión en una

9 Platinas o platos deflectores. 10Accesorio para tubería cuyo objeto es estrangular o restringir el flujo.

56

batería de uno o más separadores. En la figura 25 se presentan arreglos típicos de

válvulas utilizados para mantener la presión dentro del separador.

La presión óptima que se debe mantener en un separador es la presión que

resultará en el más alto rendimiento económico de venta de los hidrocarburos líquidos y

gaseosos. Esta presión óptima puede ser calculada teóricamente o determinada por

pruebas de campo. Figura 25. Válvulas típicas para mantener la presión

Fuente: Vernon Smith


4.8.4.2. MANTENER EL SELLADO DEL LÍQUIDO EN EL

SEPARADOR

Para mantener la presión en un separador, se debe efectuar un sellado de líquido en la

porción inferior del tanque. Este sellado de los líquidos previene la pérdida de gas con el

petróleo y requiere el uso de un controlador de nivel de líquido.

4.9. FLUIDOS DEL POZO Y SUS CARACTERÍSTICAS

A continuación se presenta y caracterizan algunos de los fluidos manejados por

un separador de gas y petróleo:

57

4.9.1. PETRÓLEO CRUDO

Es una mezcla compleja de hidrocarburos producidos de forma líquida. La

gravedad API del crudo puede variar de 6° a 50° API y la viscosidad desde 5.0 a 90000

cP en condiciones de operación promedia. El color varía en tonos como verde, amarillo,

café y negro.

4.9.2. CONDENSADO

Este es un hidrocarburo que puede existir en la formación productora tanto en

estado líquido así como formando un vapor condensado. La licuefacción11 de los

líquidos gaseosos del condensado usualmente ocurre con una reducción de la

temperatura del fluido del pozo a condiciones de operación de la superficie. Las

gravedades de los líquidos condensados pueden variar de 50° a 120° API y las

viscosidades de 2 a 6 cP en condiciones estándar. El color puede ser transparente,

amarillo claro o azul claro.

4.9.3. GAS NATURAL

Un gas puede ser definido como una sustancia que no tiene forma ni volumen

por si sola. Puede llenar completamente un contenedor en el cual es colocado tomando

su forma. Los hidrocarburos asociados con el crudo pueden ser referidos como gas

natural y se pueden encontrar como gas libre o como gas en solución. La gravedad

específica de un gas natural puede variar desde 0.50 a 0.90 y la viscosidad de 0.011 a

0.024 cP en condiciones estándar.

4.9.4. GAS LIBRE

El gas libre es un hidrocarburo que existe en fase gaseosa a presión y

temperatura operativas. El gas libre se puede referir a cualquier presión que no este en

solución o mecánicamente contenido en el hidrocarburo líquido.

11Cambio de estado de gaseoso al líquido por efecto de presión y temperatura.

58

4.9.5. SOLUCIÓN DE GAS

Está homogéneamente contenida en el petróleo a una presión y temperatura

dada. Una reducción en la presión y/o un aumento en la temperatura pueden causar que

el gas sea emitido del petróleo, asumiendo las características de un gas libre. Este punto

se lo conoce como el punto de presión de burbuja, sirve para determinar las condiciones

de presión y temperatura operativas mínimas para evitar la formación de burbujas de

gas que puedan producir daños en la infraestructura.

4.9.6. VAPORES CONDENSABLES

Estos hidrocarburos existen como vapor a cierta presión y temperatura y como

líquidos a otra presión y temperatura. En la fase de vapor, asumen las características

generales del gas. En la fase del vapor los vapores condensables pueden variar en

gravedad especifica de 0.55 a 4.91 (aire = 1.0) y una viscosidad de 0.006 a 0.011 cP en

condiciones estándar.

4.9.7. AGUA ASOCIADA

El agua producida con el crudo y el gas natural puede estar en forma de líquido o

de vapor. El agua en fase líquida puede estar libre o en emulsión. El agua libre alcanza

la superficie separada de los hidrocarburos líquidos. El agua en emulsión está dispersa

como gotas en el hidrocarburo líquido.

4.9.8. IMPUREZAS Y MATERIALES EXTRAÑOS

Los fluidos producidos por el pozo pueden contener impurezas gaseosas como

nitrógeno, dióxido de carbono, sulfito de hidrogeno, y otros gases que no son

hidrocarburos. Los fluidos del pozo pueden contener impurezas líquidas o semilíquidas,

como agua y parafina. También pueden contener impurezas sólidas, como lodo de

perforación, arena, sílice, y sal.

59

4.10. VÓRTICES

De manera sencilla se puede decir que un vórtice es un remolino, en el que los

fluidos adquieren un movimiento rotacional comparable con un embudo, afecta

significativamente en el diseño de equipos de separación.

Cuando aparece un remolino dentro de la unidad de separación, en el centro del

cuerpo líquido se forma un embudo que nuevamente impulsa el gas liberado a salir por

el fondo del separador. Si esto sucede se pierde el objetivo del diseño y la mezcla que se

desea separar continua con una cantidad de gas considerable.

Con el fin de ilustrar el vórtice se describen los siguientes aspectos:

Cuerpo del vórtice

La superficie superior del remolino

El alma del vórtice (embudo)

El orificio de salida en la parte inferior

En la figura 26, la superficie del remolino es la parte superior del fenómeno en el

cual los cuerpos pueden girar alrededor del centro del remolino. Existen dos secciones

divididas por el radio de vorticismo. La zona más alejada del alma del vértice, en la cual

los cuerpos giran en forma permanente alrededor del centro, sin entrar en el orificio de

descarga. Si una partícula cae en la zona activa del vórtice caerá inmediatamente hacia

el fondo del mismo.

Figura 26.Partes de un Vórtice

Fuente: Marcías J. Martínez


60

Cuando se forma un vórtice dentro del separador el embudo constituye un centro

de atracción del aire o del gas, el cual se descarga por el fondo. En este caso el

diámetro del vórtice tiende a ser del mismo tamaño que el orificio de salida. De allí

la razón por la cual los fabricantes de separadores se resisten a colocar diámetros

grandes en los orificios de descarga.

La principal forma de minimizar los efectos de los vórtices es evitando su

formación. Si al diseñar los recipientes se colocan rompe vértices, es factible evitar

el impacto que producen dichos remolinos.

Figura 27. Vórtices en un Separador

Fuente: Marcías J. Martínez


4.11. PROBLEMAS OPERACIONALES

4.11.1. FORMACIÓN DE ESPUMA

La tendencia a formar espuma de una mezcla gas-líquido o gas-líquido-líquido

afectará severamente el desempeño del separador. Generalmente, si se sabe que la

espuma es un problema antes de instalar el recipiente, pueden incorporarse deflectores

de espuma como el método más económico de eliminar el problema. Sin embargo en

algunos casos puede ser necesario resolver un problema en particular, usando soluciones

más efectivas como agregar longitud extra al recipiente o usar aditivos químicos.

Cualquier información que pueda obtenerse sobre la dispersión de espuma por análisis

de laboratorio, antes del diseño del separador es de mucha ayuda. Un caso específico de

esta situación son los separadores de producción (gas-petróleo o gas-petróleo-agua).

61

4.11.2. FLUJO DE AVANCE

Algunas líneas de flujo bifásico muestran la tendencia a un tipo de flujo

inestable, de oleaje, que se denomina flujo de avance. Obviamente la presencia del flujo

avance requiere incluir placas rompe olas en el separador.

4.11.3. MATERIALES PEGAJOSOS

Alimentaciones con materiales pegajosos, como es el caso de crudos parafínicos,

pueden presentar problemas operativos, debido a la incrustación de los elementos

internos.

4.11.4. PRESENCIA Y ACUMULACIÓN DE SÓLIDOS

Cuando se conoce que durante la operación se tendrá arrastre de sólidos, deberán

tomarse las precauciones correspondientes: tuberías de lavado (si aplica), boquillas de

limpieza por inyección de líquidos, boquillas de remoción de sólidos, inclinación de

recipientes horizontales, etc. Para separadores de producción, considerables cantidades

de arena pueden ser producidas con el crudo. En los separadores en servicio de petróleo

arenoso deben proveerse aberturas para la limpieza.

CAPÍTULO V

65

CAPÍTULO V

5. FREE WATER KNOCKOUT

Estos separadores comúnmente llamados eliminadores de agua libre, además de

separar las fases líquida y gaseosa, separan el líquido en crudo y agua no emulsionada

en el petróleo crudo. La separación de las fases líquidas tiene lugar por diferencia de

densidades. Para esto, se proporciona al líquido suficiente tiempo de residencia y se

deposita en un espacio donde no exista turbulencia.

Además de las secciones y dispositivos con que cuentan los separadores de líquido y

gas, el separador de tres fases tiene las siguientes características y accesorios especiales:

Una capacidad de líquidos suficiente para proporcionar el tiempo de retención

necesario para que se separe el crudo y el agua no emulsionada

Un sistema de control para la interface agua-petróleo

Dispositivos de descarga independientes para el crudo y el agua.

Si el petróleo crudo y el agua están mezclados con un cierto grado de intensidad que

permita su separación por efecto de la gravedad, entonces aparece en la parte inferior

del recipiente una capa relativamente limpia, cuyo crecimiento después de un periodo

de tiempo de 3 a 20 minutos es despreciable. La fracción de agua obtenida, es llamada

agua libre y el separarla antes del petróleo y de la emulsión remanente, trae beneficios

como son:

Requerimientos mínimos de calor de tratamiento,

Menor número de etapas en el proceso de deshidratación, y

Disminución de costos de operación.

Existen varias configuraciones para separadores trifásicos, a continuación se describen

las más utilizadas:

5.1 SEPARADORES HORIZONTALES CON BOTA DECANTADORA

Se usan cuando la cantidad de fase líquida pesada a contener por el separador es

bastante pequeña (muy poco tiempo de residencia y/o muy bajos flujos de fase líquida

66

pesada). En este tipo de separadores, el criterio primordial de diseño es que la fase

líquida liviana esté libre de gotas de líquido pesado.

Cuando se inicia el diseño de un separador gas-líquido-líquido, son los primeros a

tratar de diseñar, ya que ahorran costos al no poner en el cilindro principal el volumen

del líquido pesado, ahorrando diámetro y longitud, en el cuerpo principal del recipiente,

teniendo un costo extra por tener la bota decantadora, pero este costo es menor que si se

tuviera la fase líquida pesada dentro del cuerpo principal del separador.

En estos equipos, existe un control de nivel gas-líquido en el cuerpo principal, y un

control de nivel de interface líquido-líquido en la bota decantadora. Debe recordarse que

el control de nivel de interface es más difícil y, a veces, menos confiable que el control

de nivel gas-líquido.

El volumen de operación y de emergencia para la fase líquida liviana está contenido

en el cuerpo principal del separador. El volumen de operación (en estos casos, casi

nunca se tiene volumen de emergencia), para el líquido pesado, lo contiene la bota

decantadora.

67

5.2 TAMBORES HORIZONTALES CON LAS DOS FASES LÍQUIDAS

DENTRO DEL CUERPO CILÍNDRICO

Cuando el volumen de fase líquida pesada a retener es tal que no puede tenerse en

una bota decantadora, ya que ésta sería más grande que lo que las buenas prácticas de

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68

construcción mecánica permitirían, la siguiente alternativa a escoger es un separador

con las dos fases líquidas dentro del cuerpo cilíndrico. Esta alternativa es más costosa

que la anterior, ya que el tener la fase líquida pesada también dentro del cuerpo,

aumenta el diámetro del recipiente, haciéndolo más pesado y más costoso.

En este tipo de separadores, el criterio primordial de diseño es que la fase líquida

liviana esté libre de gotas de líquido pesado.

En estos equipos, se tiene control de nivel gas-líquido y control de interface líquido-

líquido, dentro del mismo cuerpo cilíndrico, lo cual hace más complicada la operación

del equipo y su relación con los procesos aguas abajo. Obviamente, el volumen de

operación y de emergencia para la fase líquida liviana y el volumen de operación en

estos casos, casi nunca se tiene volumen de emergencia, para el líquido pesado está

contenido en el cuerpo principal del separador.

5.3 TAMBORES HORIZONTALES CON COMPARTIMIENTOS

SEPARADOS

En los casos cuando la fase líquida pesada es la más importante, es decir, la que

controla el procesamiento aguas abajo, como serían los despojadores de aguas agrias o

los de aminas, el tiempo de residencia de operación y tiempo de respuesta de operador a

emergencias en la operación, y el flujo del líquido pesado son mucho mayores que los

correspondientes de la fase líquida pesada.

69

.

En este tipo de separadores, el criterio primordial de diseño es que la fase líquida

pesada esté libre de gotas de líquido liviano.

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70

Estos equipos, también llamados separadores de balde, y de vertedero, tienen fijo el

nivel de líquido con respecto a la fase vapor/gas, debido al rebosadero de fase liviana

hacia el compartimiento de fase líquida liviana (balde de líquido liviano), el cual fija

dicha altura.

5.4 DESCRIPCIÓN DE LOS INTERNOS DEL SEPARADOR

Los internos de un separador horizontal trifásico prestan una gran variedad de

funciones, todas con el objetivo de mejorar la separación de las fases y garantizar una

operación confiable y segura de los demás equipos de la planta.

5.4.1 FUNCIONES DE LOS INTERNOS

Separación primaria de las fases: Reducción del momentum de las fases o

cambio en la dirección del flujo de las mismas; deflectores, distribuidores de

entrada.

Reducción en oleaje o salpicaduras: evita o reduce el “re–arrastre” de gotas de

líquido por la corriente de vapor o reduce la turbulencia en separaciones líquido-

líquido; planchas rompe olas.

Coalescencia de gotas muy pequeñas: Para separaciones vapor-líquido, los

eliminadores de niebla mallas de alambre, laberinto de aletas, etc. Para

separación líquido-líquido, los platos o esponjas coalescedoras

Reducción del arrastre de burbujas de vapor/gas en la salida de líquido:

rompe vórtices.

Reducción mecánica de formación de espuma: placas rompe espuma.

71

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72

Limpieza interna de recipientes: Cuando se espera una deposición continúa de

sólidos que no pueden ser fácilmente removibles (tuberías internas Sand Jet).

Reducción del tiempo de decantación: en el caso de separaciones de tres fases,

se busca reducir el tiempo en que una gota de la fase pesada discontinua alcance

la interface pesada-liviana (placas de decantación).

5.4.2 DEFLECTORES

Estos aditamentos internos adosados a la boquilla de entrada, se emplean para

producir un cambio de cantidad de movimiento o de dirección de flujo de la corriente de

entrada, y así producir la primera separación mecánica de las fases, además de generar

en el caso de los distribuidores, un patrón de flujo dentro del recipiente que facilite la

separación final de las fases, reduciendo posiblemente el tamaño de la boquilla de

entrada y, en cierta medida, las dimensiones del equipo mismo.

Los deflectores tienen una gran variedad de formas; pueden ser de placa, ángulo,

cono, codo de 90°, o semiesfera. El diseño y forma del deflector depende

principalmente del soporte requerido para resistir la carga de impacto a la cual es

sometido. Estas fuerzas de impacto pueden llegar a desprender el elemento y ocasionar

serios problemas de arrastre.

5.4.3 DISTRIBUIDORES DE ENTRADA

Los distribuidores son aditamentos de tubería internamente colocados

perpendicularmente a la boquilla de entrada, los cuales tienen ranuras u orificios, por los

cuales salen las dos fases a una baja velocidad. Estos dispositivos, además, ayudan a

una distribución regular de las fases en el área disponible de flujo, que favorece la

separación de las mismas.

73

Figura 31. Tipos de Deflectores

Fuente: Manual de Procesos, PDVSA


5.4.4 CICLONES

Los ciclones funcionan de forma que la separación mecánica se efectúa por la fuerza

centrífuga que actúa sobre las partículas al provocar el movimiento giratorio sobre la

corriente de alimentación. Para lograr este efecto se coloca una chimenea ciclónica

cerca de la boquilla de alimentación. Esta chimenea produce una alta velocidad y una

gran caída de presión.

74

Figura 32.Tipos de distribuidores

Fuente: AMISTCO


5.4.5 EXTRACTOR DE NIEBLA

Los extractores de niebla son aditamentos para eliminar pequeñas gotas de líquido

que no pueden ser separadas por la simple acción de la gravedad en separadores

trifásicos entre los sistemas más comunes tenemos:

5.4.5.1 EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO MALLA

Descrito en general como Demister o malla de alambre, consiste en un filtro

trenzado de alambre, normalmente de acero inoxidable empacado en forma de esponja

cilíndrica, con un espesor entre 3 y 7 pulgadas y densidad entre 10 y 12 lb/pie3.

Este elemento retiene las partículas líquidas hasta que adquieren un tamaño

suficientemente grande como para que el peso supere tanto la tensión superficial como

75

la acción de arrastre producida por el gas. Posee una de las más altas eficiencias de

remoción y es preferido debido a su bajo costo de instalación.

Figura 33. Extractor de Niebla tipo Malla

Fuente: Acero de los Andes S.A


.

Estos extractores tienen la ventaja de que producen una baja caída de presión, y son

altamente efectivos si la velocidad del vapor puede mantenerse dentro de un rango

apropiado. La desventaja principal respecto a los otros tipos de extractores radica en el

hecho de que el gas es forzado a pasar a través de éstos por los mismos canales por los

que el líquido es drenado bajo la influencia de la gravedad, es decir, en el área libre del

extractor existe flujo en dos sentidos. Si no son especificados apropiadamente, puede

suceder que:

El líquido no pueda abandonar el elemento y se acumule en el extractor.

El flujo de gas sea restringido como consecuencia de esta acumulación

La caída de presión llegue a tal valor que el líquido sea expulsado aguas abajo

del separador, ocasionando arrastre.

La desventaja con respecto a otros extractores de niebla, es que si hay sólidos

pegajosos en la corriente de gas ó es un servicio sucio, el sistema es más propenso a

obstruirse.

76

5.4.5.2 EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO PLACAS

Los extractores tipo aleta consisten en un laberinto formado por láminas de

metal colocadas paralelamente, con una series de depósitos recolectores de líquido. El

gas es conducido entre las placas, sometido a sucesivos cambios de dirección, mientras

que las partículas líquidas tienden a seguir en línea recta y son atrapadas en los

depósitos del extractor. Una vez allí, coalescen y son conducidas en dirección

perpendicular al flujo de gas hasta el fondo del recipiente. Una característica de este

elemento es que el líquido recolectado no es drenado en contracorriente al flujo de gas;

en consecuencia la eficiencia de separación con respecto al eliminador tipo malla

aumenta considerablemente.

Las ventajas de este eliminador son su alta eficiencia y durabilidad.

Adicionalmente, debido a que se construyen en forma compacta no son propensos a

desarmarse.

Las desventajas son su susceptibilidad a taponarse cuando manejan crudos con

alto contenido de parafinas y asfaltenos, además su alto costo en relación a los otros

tipos de extractores.

77

Figura 34. Extractores de Niebla tipo Placas

Fuentes: AMISTCO, Surface Productions Operations Vol. 1, NEXT


78

5.4.5.3 EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO CICLÓN

Estos dispositivos producen la separación debido a un cambio en la cantidad

angular de movimiento de la corriente bifásica. Estos elementos tienen forma de ciclón,

es decir, un cilindro hueco con aberturas que permiten la entrada de la corriente en

forma tangencial. El gas gira en torno al eje del cilindro y abandona la parte superior,

mientras que las partículas líquidas por efecto de la diferencia de densidades salen

desprendidas de la corriente y la fuerza centrífuga aplicada sobre ellas debido a la

rotación, golpeando las paredes del elemento y goteando por la parte inferior. Su

principal uso se limita a corrientes formadas básicamente por gas o cuando la diferencia

de densidad relativa entre las fases es pequeña. Un aspecto importante respecto a estos

eliminadores es que la eficiencia de separación depende mucho de la velocidad del gas y

por lo tanto del caudal manejado.

Cuando el caudal cae por debajo de los valores recomendados por el fabricante,

la eficiencia de separación disminuye drásticamente, por esta razón no son

recomendados cuando el flujo de alimentación es variable, como por ejemplo en los

separadores de estaciones de flujo. Por otra parte, cuando la velocidad es muy alta se

produce abrasión y desgaste excesivo, obligando al cambio frecuente del mismo y

generando caídas de presión de hasta 140 pulgadas de agua.

5.4.6 PLACA ROMPE-VÓRTICES

Están adosados internamente a las boquillas de líquido, y su función es evitar el

arrastre de burbujas de vapor/gas en la corriente líquida que deja el tambor.

Cuando un líquido es drenado de un recipiente, se pueden producir condiciones que

originen la formación de un remolino. Este efecto en separadores ocasiona el escape de

la fase gaseosa por la boquilla de desalojo de líquido, lo cual es indeseable sobre todo

desde el punto de vista de seguridad. Para solventar este problema es usual dotar a los

recipientes de elementos que obstruyan o dificulten la formación de remolinos.

79

Figura 35. Extractor de Niebla tipo Ciclón

Fuente: Separation of Multiphase, Multicomponent Systems


Figura 36. Placas Rompe-Vórtice



80

5.4.7 PLACAS ROMPE-ESPUMAS

Consiste en una serie de placas paralelas longitudinales que re direccionan el flujo,

colocadas en la zona de retención de líquidos de los separadores horizontales. Estas

placas evitan que las burbujas de gas que ascienden a través del líquido colapsen y

produzcan la agitación necesaria para formar la espuma, que puede desestabilizarse a la

entrada del separador con la adición de químicos.

5.4.8 ROMPE-OLAS

Cuando se tienen separadores horizontales muy largos, se debe evitar la propagación

de las ondulaciones y los cambios de nivel en dirección longitudinal que son producidos

por la entrada súbita de tapones de líquido dentro del separador. Para eliminar dichas

ondulaciones es usual colocar placas en sentido transversal al separador, conocidas

como rompe-olas. Dichas placas son de gran utilidad para las labores de control de

nivel, evitando medidas erróneas producto del oleaje interno.

Figura 37. Placas Rompe-Espuma



81

Figura 38. Placas Rompe-Olas



5.4.9 TUBERÍAS INTERNAS

Cuando se manejan crudos y productos sucios, es recomendable adecuar tanto el

separador horizontal como el vertical, con un sistema interno de tuberías que permitan

la inyección de agua, vapor o solventes para eliminar las impurezas que se depositan en

el equipo durante su operación o para desplazar a los hidrocarburos antes de proceder a

la apertura del recipiente, por lo cual estos equipos son muy útiles cuando se efectúan

paradas por manteamiento.

El flujo del agua generalmente está diseñado para una velocidad de 20

Ft/segundo.

Figura 39. Sistema Sand Jet



CAPÍTULO VI

83

CAPÍTULO VI

6 DISEÑO DEL SEPARADOR

Para el diseño adecuado de un separador gas-líquido-líquido, es necesario tomar en

cuenta los puntos siguientes:

La energía que posee el fluido al entrar al recipiente debe ser controlada.

Los flujos de las fases líquida y gaseosa deben estar comprendidos dentro de los

parámetros de presión y temperatura adecuados que permitan su separación a

través de las fuerzas gravitacionales que actúan sobre esos fluidos y se

establezca el equilibrio entre las fases líquido-gas.

La turbulencia que ocurre en la sección ocupada principalmente por el vapor

debe ser minimizada.

La acumulación de espuma y partículas contaminantes deben ser controladas.

Las fases líquidas y vapor no deben ponerse en contacto una vez separadas.

Las regiones del separador donde se puedan acumular sólidos deben, en lo

posible, estar provistos de facilidades adecuadas para su remoción.

El equipo será provisto de la instrumentación necesaria para su funcionamiento

adecuado y seguro en el marco de la planta a la que pertenece

6.1 DEFINICIONES PREVIAS

6.1.1 TEMPERATURA DE DISEÑO

La temperatura de diseño de equipos y sistemas de tuberías se define

generalmente como la temperatura correspondiente a las más severas condiciones de

temperatura y presión coincidentes, a las que va a estar sujeto el sistema. De igual

importancia en el diseño y las especificaciones mecánicas son la temperatura mínima y,

en algunos casos, otras temperaturas extremas que puedan ocurrir a vacío o a bajas

presiones de operación. Como todos estos niveles de temperatura de diseño, mínima y

de operación extrema, tienen una influencia significativa en el diseño mecánico, en la

selección del material, y en la economía de los sistemas considerados, es necesario para

los diseñadores considerar cada uno de ellos cuando se especifican las condiciones de

84

diseño. Considerando estos factores, los diseñadores de proceso deben especificar la

temperatura de diseño que representa el máximo límite de temperatura y la temperatura

crítica de exposición que representa el límite mínimo de temperatura para todos los

sistemas.

6.1.2 TEMPERATURA DE OPERACIÓN

Es la temperatura de fluido del proceso prevista para la operación normal.

6.1.3 TEMPERATURA DE OPERACIÓN MÁXIMA

Es la temperatura más alta del fluido del proceso prevista para las desviaciones

esperadas de la operación normal. Esto incluye arranque, despresurización, parada,

operaciones alternadas, requerimientos de control, flexibilidad operacional y

perturbaciones del proceso. La definición de esta temperatura debe ser considerada

individualmente, evaluando las causas que la determinan, y cualquiera que sea el caso

determinante, se debe establecer en los documentos de diseño.

6.1.4 TEMPERATURA DE OPERACIÓN MÍNIMA

Es la temperatura más baja del fluido del proceso prevista para las desviaciones

esperadas de la operación normal. Esto incluye arranque, despresurización, parada,

operaciones alternadas, requerimientos de control, flexibilidad operacional y

perturbaciones del proceso. La condición causante de la mínima temperatura de

operación debe ser establecida en los documentos de diseño.

6.1.5 TEMPERATURA CRÍTICA DE EXPOSICIÓN (TCE)

Es la mínima temperatura del metal a la cual un componente estará sujeto, para

una presión mayor al 25 por ciento de la presión de diseño. Esto normalmente ocurre en

los arranques y está basado en las condiciones mínimas del ambiente, a menos que

ocurra una temperatura de operación más baja. La TCE debe ser al menos tan baja como

la temperatura de operación mínima.

85

6.1.6 TEMPERATURA MÍNIMA DE PRUEBA HIDROSTÁTICA

Es la temperatura más baja a ser utilizada para el agua en una prueba

hidrostática. Debería ser 6 °C más que la Temperatura Crítica de Exposición para

componentes con espesores iguales o menores de 50 mm (2 pulg), y al menos 17°C más

que la TCE para componentes con espesores mayores de 50 mm (2 pulg.).

6.1.7 PRESIÓN DE DISEÑO

La presión de diseño es la máxima presión interna o externa utilizada para

determinar el espesor mínimo de tuberías y recipientes y otros equipos. Para

condiciones de vacío parcial o total, la presión externa es la máxima diferencia entre la

atmosférica y la presión en el interior del recipiente o tubería. La presión de diseño

especificada para equipos y tuberías esta normalmente basada en la presión de

operación máxima, más la diferencia de presión entre la presión máxima de operación y

la presión fijada en el sistema de alivio de presión. Esta diferencia de presión es

requerida para prevenir la apertura prematura de una válvula de alivio de seguridad o la

falla prematura de un disco de ruptura. La presión de diseño de un recipiente se

especifica normalmente en el tope del mismo.

6.1.8 PRESIÓN DE OPERACIÓN

Es la presión a la cual los equipos o tuberías están normalmente expuestos

durante la operación de los mismos.

6.1.9 PRESIÓN DE OPERACIÓN MÁXIMA

Es la máxima presión prevista en el sistema debida a desviaciones de la

operación normal. Esto incluye arranques, paradas, operaciones alternadas,

requerimientos de control, flexibilidad de operación y perturbaciones del proceso. La

máxima presión de operación debe ser al menos 5% mayor que la presión de operación.

86

6.1.10 PRESIÓN DE OPERACIÓN MÍNIMA (VACÍO)

La presión de operación mínima es la presión sub-atmosférica más baja que

puede tener el sistema, basada en las condiciones esperadas de la operación, incluyendo

arranque y parada. Los recipientes sometidos a condiciones de presión sub-atmosférica,

deben ser diseñados para vacío total.

6.1.11 PRESIÓN DE TRABAJO MÁXIMA PERMISIBLE (MAWP)

Es la máxima presión manométrica permisible en el tope de un recipiente

colocado en su posición de operación, a una temperatura establecida. Esta presión se

basa en cálculos que usan el espesor nominal, excluyendo la tolerancia por corrosión y

excluyendo el espesor requerido para satisfacer cargas diferentes a las de presión para

cada elemento de un recipiente. La MAWP no se determina normalmente para

recipientes nuevos, pero se usa en recipientes que van a ser redimensionados o en

estudios relacionados con usos alternos del equipo.

6.1.12 PRESIÓN DE PRUEBA HIDROSTÁTICA

Es la presión manométrica aplicada al equipo o tubería durante la prueba

hidrostática. La mínima presión requerida y la máxima presión permisible para la

prueba dependen del código aplicado.

6.2 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO

6.2.1 DECANTACIÓN DE LAS FASES LÍQUIDAS

6.2.1.1 VELOCIDAD DE DECANTACIÓN Y DE FLOTACIÓN

El proceso de decantación o de flotación, según sea el caso, de gotas líquidas

dispersas en una fase líquida continua, puede describirse por tres mecanismos

diferentes, de acuerdo al rango de número de Reynolds de gota en el cual se esté

operando así tenemos lo siguiente:

87

Rango del N° de Reynolds Ley o mecanismo de decantación

< 2 Stokes

2 a 500 Intermedia

> 500 Newton

Sin embargo, para efectos de diseño, se ha impuesto un límite superior a la

velocidad de decantación que se pueda usar para diseñar un equipo dispuesto para

separar dos fases líquidas: dicha velocidad máxima es de 4.2 mm/seg. o 10 pulg/min;

ésta restricción tomaría en cuenta la compensación de variables no involucradas en el

cálculo, como la velocidad de coalescencia y el grado de turbulencia, en el diseño de la

sección de decantación del separador. Puede probarse que, de acuerdo a este límite

superior, todos los casos prácticos de decantación pueden describirse apropiadamente,

para diseño, usando la ley de Stokes.

Ecuación 3. Ley de Stokes (2)



Donde:

En

unidades

SI

En unidades

inglesas

Vt' = Velocidad terminal de decantación. m/s pie/seg

Dp = Diámetro de la gota m pie

F1 = Factor cuyo valor depende de las

unidades usadas 1000 1

g = Aceleración de la gravedad 9.807 m/s2 32.174 pie/s2

ρP= Densidad de la fase pesada (Agua) Kg/m3 Lb/pie3

ρL= Densidad de la fase liviana (Crudo) Kg/m3 Lb/pie3

µ' = Viscosidad de la fase continua. mPa.seg Lb/pie/seg

88

Llevando la ecuación de la ley de Stokes a una forma más simple, se tiene lo siguiente:

Ecuación 4. Velocidad de decantación





Donde:

En

unidades

SI

En unidades

inglesas

Vt = Velocidad terminal de decantación. m/s pie/seg

d = Diámetro de la gota m pie


unidades usadas 0.545 x 10-3 18.4663


unidades usadas 1 123.871

g = Aceleración de la gravedad 9.807 m/s2 32.174 pie/s2

ρP= Densidad de la fase pesada (Agua) Kg/m3 Lb/pie3

ρL= Densidad de la fase liviana (Crudo) Kg/m3 Lb/pie3

ρC= Densidad de la fase continua Kg/m3 Lb/pie3

µ = Viscosidad de la fase continúa. mPa.seg cP

Re = Número de Reynolds Adimensional

Para efectos de cálculo se utilizará la ley de Stokes.

Ecuación 5. Nº de Reynolds

89

6.2.1.2 COALESCENCIA

El proceso de coalescencia en los procesos de separación líquido-líquido son

dependientes del tiempo. En dispersiones de dos líquidos inmiscibles, casi siempre

ocurre coalescencia inmediata cuando chocan dos gotas. Si el mismo par de gotas se

expone a fluctuaciones turbulentas de presión, y la energía cinética de estas oscilaciones

inducidas en el par de gotas es mayor que la energía de adhesión entre ellas, se romperá

el contacto entre gotas antes que la coalescencia se complete.

Experimentos con decantadores por gravedad con capas profundas de

decantación, permiten obtener, luego de varias simplificaciones, una ecuación que

permite estimar el tiempo necesario para que una gota alcance un cierto tamaño, como

consecuencia de la coalescencia de gotas más pequeñas.

De acuerdo a lo anterior, se puede decir que:

Si el tiempo de residencia en el decantador se duplica, el aumento

correspondiente del tamaño de la gota es de apenas un 19 %. Esto implica que

aumentar mucho el tiempo de residencia no necesariamente aumenta mucho la

separación líquido-líquido.

Mientras más diluida está la fase dispersa, más tiempo se necesita para lograr

que las gotas “crezcan” hasta un tamaño dado; es decir, la coalescencia ocurre

más rápidamente en dispersiones concentradas. Esta es la razón por la cual el

petróleo se lava con agua al entrar por debajo de la interface aceite/agua en la

mayoría de los tanques lavadores y otros recipientes de tratamiento en las

instalaciones de superficie de producción de petróleo.

6.2.2 IDENTIFICACIÓN DE LOS NIVELES EN UN

RECIPIENTE

A continuación se definirán los niveles y nomenclatura a usarse a lo largo del

diseño del separador, es de vital importancia comprender cada uno de ellos a fin evitar

cualquier tipo confusión o error durante el desarrollo conceptual del equipo de

separación.

90

Tabla 16 Identificación de niveles en un recipiente

SIGLAS TÍPICAS EN

ESPAÑOL

DESCRIPCIÓN TÍPICA SIGLAS TÍPICAS EN

INGLÉS

NAAL Nivel alto-alto de líquido HHLL

NAL Nivel alto de líquido HLL

NNL Nivel normal de líquido NLL

NBL Nivel bajo de líquido LLL

NBBL Nivel bajo-bajo de líquido LLLL

NAI Nivel alto de interface HIL

NBI Nivel bajo de interface LIL



91

Fuen

te: A

cero

de

los A

ndes

S.A

Elab

orad

o po

r: To

más

Fre

ire C

.

Figu

ra 4

0. Id

entif

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en

Sepa

rado

res

92

Fuen

te: A

cero

de

los A

ndes

S.A

Elab

orad

o po

r: To

más

Fre

ire C

.

Figu

ra 4

1.N

ivel

es e

n un

Sep

arad

or H

oriz

onta

l

93

En un separador trifásico, existen dos interfaces: la interface gas-líquido, y la

interface líquido liviano-pesado. La presencia de estas dos interfaces permite que los

volúmenes de operación y de emergencia de las fases líquidas liviana y pesada se

definan en forma independiente uno del otro: Al entregar los tiempos de residencia de la

fase líquida liviana, se fijan NAAL y NBBL; cuando se entregan los tiempos de

residencia de la fase líquida pesada, se fijan NAAI y NBBI. Por lo tanto, se fijan en

forma independiente dichos volúmenes también.

En el caso de un tanque decantador líquido-líquido con las dos fases líquidas en

el cuerpo cilíndrico, existe una interface, la que corresponde a la interface líq. Liviano y

líq. Pesado. Pero debido a que está localizada dentro del cuerpo cilíndrico principal, los

volúmenes de operación y emergencia de ambas fases están unidos en el mismo cuerpo

cilíndrico.

6.2.2.1 VOLUMEN DE OPERACIÓN DE LA FASE LIVIANA

Es el volumen de líquido liviano existente entre NAL y NBL. Este volumen,

también conocido como volumen retenido de líquido liviano, y en inglés como light

liquid surge volume o light liquid holdup, se fija de acuerdo a los requerimientos del

proceso, para asegurar un control adecuado, continuidad de las operaciones durante

perturbaciones operacionales, y para proveer suficiente volumen de líquido liviano para

una parada ordenada y segura cuando se suceden perturbaciones mayores de operación.

6.2.2.2 TIEMPO DE RESIDENCIA DE OPERACIÓN DE LA

FASE LIVIANA

Es el tiempo correspondiente en el cual el flujo de líquido liviano puede llenar el

volumen de operación de la fase liviana en el recipiente bajo estudio. La mayoría de las

veces, cuando se quiere especificar el volumen de operación de la fase liviana, lo que

realmente se indica es cuantos minutos deben transcurrir entre NAL y NBL. También es

conocido en inglés como light liquid surge time.

94

6.2.2.3 VOLUMEN DE OPERACIÓN DE LA FASE PESADA

Es el volumen de líquido pesado existente entre NAI y NBI. Este volumen,

también conocido como volumen retenido de líquido pesado, y en inglés como heavy

liquid surge volume o heavy liquid holdup, se fija de acuerdo a los requerimientos del

proceso, para asegurar un control adecuado, continuidad de las operaciones durante

perturbaciones operacionales, y para proveer suficiente volumen de líquido pesado para

una parada ordenada y segura cuando se suceden perturbaciones mayores de operación.

6.2.2.4 TIEMPO DE RESIDENCIA DE OPERACIÓN DE LA

FASE PESADA

Es el tiempo correspondiente en el cual el flujo de líquido pesado puede llenar el

volumen de operación de la fase pesada en el recipiente bajo estudio. La mayoría de las

veces, cuando se quiere especificar el volumen de operación de la fase pesada, lo que

realmente se indica es cuantos minutos deben transcurrir entre NAI y NBI. También es

conocido en inglés como heavy liquid surge time.

6.2.2.5 TIEMPO DE RESPUESTA O DE INTERVENCIÓN

DEL OPERADOR

Es el tiempo que tarda el operador o grupo de operadores, en responder cuando

suena una alarma de nivel en el panel y resolver la perturbación operativa que originó la

alarma, antes que otros sistemas automatizados como interruptores o switches de nivel,

originen paradas seguras de equipos aguas abajo y/o de la planta completa.

Si de un tambor separador estamos alimentando a una bomba, hay que evitar que

ésta no tuviera líquido que bombear, ya que eso podría dañar al equipo; y si, a su vez, la

bomba alimenta a un horno, se podría generar una emergencia mayor en la planta por

rotura de un tubo del horno, ya que éste, a su vez, ha quedado seco. Por esa razón, el

tambor alimentador de la bomba se equipa con alarmas de nivel de NAL y NBL, y con

interruptores y/o alarmas de NAAL y NBBL: al sonar la alarma de NBL, los operadores

investigarían y resolverían, en menos del llamado “tiempo de respuesta del operador”, el

95

problema que originó la reducción de nivel; en el caso que no pudieran resolver el

problema en el tiempo indicado, el interruptor de NBBL activaría una parada segura de

la bomba y, seguramente, una parada segura del horno y de toda la planta.

Es difícil establecer un criterio uniforme acerca de cuál es el tiempo promedio

de respuesta del operador; sin embargo, se usará, como criterio general, que el tiempo

de respuesta de un operador es de cinco minutos: esto significa que el tiempo de

retención de líquido entre NAL y NAAL o entre NBL y NBBL, será de cinco minutos.

6.2.2.6 VOLUMEN DE EMERGENCIA

Es el volumen adicional que corresponde al líquido que debe satisfacer el

llamado tiempo de respuesta o de intervención del operador, cuando se tengan

interruptores y/o alarmas de NAAL o NBBL, se tendrán cinco minutos adicionales de

tiempo de residencia de líquido por interruptor/alarma, lo que indica que, cuando se

tiene NAAL y NBBL, se añaden 10 minutos de tiempo de residencia, a lo cual

corresponde un volumen de líquido de emergencia de 10 minutos del máximo flujo de

líquido.

6.2.2.7 NIVEL BAJO-BAJO DE LÍQUIDO LIVIANO

La distancia mínima desde el nivel bajo-bajo de líquido liviano, si se tiene un

Interruptor y/o alarma de nivel bajo-bajo de líquido liviano, o nivel bajo, si no se tiene

un Interruptor y/o alarma de nivel bajo-bajo, hasta el Nivel Alto de interface, es 230 mm

mínimo (9 pulg).

Sin embargo, este valor puede cambiar debido a requerimientos de tiempo de

residencia del líquido liviano, para lograr decantación exitosa del líquido pesado, como

se verá posteriormente en los procedimientos de diseño.

6.2.2.8 NIVEL BAJO DE INTERFACE

La distancia mínima desde el nivel bajo de interface, hasta el fondo del

recipiente, ya esté en una bota decantadora, o en un tambor con líquido pesado en el

96

cuerpo cilíndrico, es 230 mm mínimo (9 pulg). Adecuado para una separación completa

de burbujas de 220µm, Altura mínima a nivel bajo de líquido = 450 mm (18 pulg).

6.2.2.9 DIFERENCIA MÍNIMA DE NIVEL ENTRE NAAL y

NBBL

Se fija como diferencia mínima de nivel entre NAAL y NBBL, 360 mm o 14

pulg, lo cual supone el uso de instrumentos de nivel que puedan trabajar en este rango.

Si esto no fuera posible, como sería el caso de instrumentos de nivel con desplazadores

externos, deberá ajustarse este valor mínimo apropiadamente.

6.2.2.10 DIFERENCIA MÍNIMA DE NIVEL ENTRE NAI y

NBI

Se fija como diferencia mínima de nivel entre NAI y NBI, 360 mm o 14 pulg, lo

cual supone el uso de instrumentos de nivel que puedan trabajar en este rango. Si esto

no fuera posible, como sería el caso de instrumentos de nivel con desplazadores

externos, deberá ajustarse este valor mínimo apropiadamente.

6.2.3 LONGITUD EFECTIVA DE OPERACIÓN (Leff)

Es la longitud de tambor requerida para que se suceda la separación gas-líquido-

líquido, y se puedan tener los volúmenes requeridos de líquido, tanto de operación como

de emergencia. Esta es la longitud que normalmente se obtiene por cálculos de proceso.

En el caso de tambores horizontales de una sola boquilla de alimentación, corresponde a

la distancia entre la boquilla de entrada y la de salida de gas, la cual es la distancia

horizontal que viaja una gota de líquido desde la boquilla de entrada, hasta que se

decanta totalmente y se une al líquido retenido en el recipiente, sin ser arrastrada por la

fase vapor que sale por la boquilla de salida de gas.

Sin embargo, para obtener la longitud tangente-tangente del tambor horizontal, es

necesario sumar los tamaños de las boquillas antes mencionadas, las tolerancias de

97

construcción necesarias para soldar dichas boquillas, soldar los cabezales o extremos del

tambor y cualquier otra cosa que obligue a aumentar la longitud del tambor.

A criterio del diseñador de procesos, se puede aproximar la longitud efectiva a la

longitud tangente-tangente, y esperar que el plano mecánica complete el diseño del

separador, para luego verificar si se cumple la separación.

6.3 PROCESO A SEGUIR PARA DISEÑO DE SEPARADORES

La siguiente metodología es la sugerida para ser utilizada como guía general para el

diseño de separadores.

Primero, obtener la información de proceso propiedades del flujo y de de la función

que se espera realice el separador. En relación a la operación y las fases a separarse la

información requerida es la siguiente:

Tabla 17. Información requerida para el Diseño del Separador

INFORMACIÓN VAPOR/ GAS LÍQUIDO GENERAL

Densidad

Viscosidad

Tensión Superficial

Flujo (Másico o volumétrico)

Presión de Operación

Temperatura de operación

Material pegajoso?

Arrastre de Sólidos

Variaciones fuertes en el flujo vapor/gas?

Variaciones fuertes en el flujo liquido(s)?



98

Como siguiente paso se define el tipo de separador y el servicio que dará, en

caso que no se halle un servicio específico que identifique el caso bajo estudio, a

continuación se detalla una tabla para identificación del tipo de separador a usar.

Tabla 18. Recomendaciones para selección del Separador

SITUACIÓN VERTICAL SIN

MALLA

VERTICAL

CON MALLA

HORIZONTAL

SIN MALLA

HORIZONTAL

CON MALLA

Alta relación

vapor/liquido

Muy

recomendable

Muy

recomendable Moderado Moderado

Alto

"Turndown" de

flujo de gas

Muy

recomendable

Muy

recomendable Moderado Moderado

Baja relación

vapor/liquido Moderado Moderado

Muy

recomendable

Muy

recomendable

Alto

"Turndown" de

flujo de liquido

Moderado Moderado Muy

recomendable

Muy

recomendable

Presencia de

sólidos/

productos

pegajosos

Recomendable

Moderado:

Considerar

Internos

Especiales

Moderado:

Considerar

Internos

Especiales/

Inclinación

Moderado:

Considerar

Internos

Especiales/

Inclinación

Separación

liquido-liquido

solamente

No recomendable No recomendable Recomendable No aplica

Separación

liquido-liquido-

vapor

Moderado Moderado Muy

recomendable

Muy

recomendable

Limitaciones en

área de planta Recomendable Recomendable No recomendable

No

recomendable

Limitaciones en

espacio vertical

o altura

No recomendable No recomendable Recomendable Recomendable


Fuente: Industrias Acero de los Andes S.A.

99

Como tercer paso, habrá que considerar los criterios típicos para el servicio

seleccionado, consideraciones adicionales y la configuración del tambor.

A continuación se realiza el dimensionamiento del equipo de separación a través del

cálculo de:

La velocidad crítica del vapor

Área de flujo de vapor requerida disponible

Relación L/D

Volumen de retención de líquido en el tambor

Niveles Bajo-Bajo, Bajo, Alto, Alto-Alto del líquido, cuando se trate de

separadores vapor líquido. Para separación Vapor-Liquido-Liquido, añadir nivel

Bajo y nivel Alto de interface.

Diseño/Especificación de Internos que afecten el diseño de Proceso del

recipiente

Volumen del tambor de separación.

Una vez realizado esto será necesaria la definición y dimensionamiento de las

boquillas de entrada y salida de fluidos. Especificar además los internos faltantes del

separador y la caída de presión del equipo; como suma de la caída de presión de la

boquilla de entrada, de salida de gas y de los internos. Finalmente se ubicará

información adicional en documentos técnicos para completar la Especificación de

Proceso del Separador

6.4 DISEÑO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO

6.4.1 TEORÍA PARA EL DISEÑO

6.4.1.1 SEPARACIÓN DEL AGUA Y EL PETRÓLEO

Puede mostrarse que el flujo alrededor del asentamiento de las gotas de petróleo en el

agua o de las gotas de agua en el petróleo es de tipo laminar y está gobernado por la ley

de Stokes. La velocidad terminal entonces está definida por:

100

Ecuación 6. Velocidad Terminal

Fuente: Liquid-Liquid and Gas-Liquid separators


Utilizando unidades de campo12

Donde:

Vt Velocidad terminal de asentamiento o flotación, ft/s

∆SG diferencia de gravedad específica entre las fases de petróleo y agua

dm tamaño de la gota, µm

µ viscosidad de la fase continua, cP

6.4.1.2 TAMAÑO DE LA GOTA DE AGUA EN EL

PETRÓLEO

Se hace difícil predecir el tamaño del gas gotas de agua que se desea separar de

la fase continua de petróleo que coincida con la definición de agua libre. A menos que

se tenga resultados de laboratorio o de campo se obtiene buenos resultados

dimensionando las gotas de agua como de 500 µm o mayores.

Como se muestra en la grafica de distribución de tamaño de las gotas de agua, si

estos criterios son reunidos, la emulsión deberá ser tratada en equipos aguas abajo,

donde el crudo deberá contener menos del 5-10% de agua. Cuando se trate de crudo

pesado, se hace necesario algunas veces realizar el diseño para gotas de agua de 1000

µm para su separación.

6.4.1.3 TAMAÑO DE LA GOTA DE PETRÓLEO EN EL

AGUA

La viscosidad del petróleo esta en el orden de 5 a 20 veces la viscosidad del

agua, por esto la velocidad terminal de flotación de una gota de petróleo en el agua es 12 Unidades de campo. Se refiere a unidades del sistema imperial.

101

mucho más grande que la de una gota de agua en petróleo. El propósito fundamental es

separar el crudo para su futuro tratamiento.

Si el tiempo de retención de la fase pesada (agua) es significativamente menor

que la de la fase liviana (petróleo), las dimensiones del separador deben ser revisadas

para remover petróleo del agua. Por esta razón, las ecuaciones provistas para la fase

pesada deberían ser revisadas. Sin embargo, la separación de petróleo de la fase pesada

raramente gobierna el dimensionamiento del recipiente y puede ignorarse para la

mayoría de los casos.

6.4.1.4 TIEMPO DE RETENCIÓN

En cierto tipo de equipos para el almacenamiento de crudo se requiere que el

crudo alcance un equilibrio y la liberación instantánea del gas sea completada. Además

se requiere que asegurar que el agua libre tiene el tiempo suficiente para que sus gotas

coalescan y alcancen el tamaño necesario para ser regidas por la ley de Stokes. Es

común utilizar un tiempo de retención en el rango de 3 a 30 minutos, que dependen de

los datos obtenidos en el laboratorio o en el campo. Si esta información no está

disponible se puede utilizar los criterios presentados en la Tabla Nº 19:

102

Figura 42. Distribución de tamaños de gota para el agua

Fuente: Gas-Liquid and Liquid-Liquid Separators, Gulf Equipment Guides


103

Tabla 19. Tiempo de Retención en función de la gravedad API del crudo

GRAVEDAD API TIEMPO DE RETENCIÓN

Condensado 2-5 min.

Crudo liviano (30°-40° API) 5-7,5 min.

Crudo Intermedio (20°-30° API) 7,5-10 min.

Crudo Pesado (menor a 20° API) 10+ min.


Fuente: Manual de procesos, PDVSA

Generalmente, el tiempo de retención debe aumentarse con la gravedad o la

viscosidad del petróleo. Asimismo es necesario asegurar la presencia de un colchón de

agua y que las gotas de petróleo suspendidas en éste, tengan tiempo suficiente para

coalescer y ascender a la interfaz agua-petróleo.

Si no se cuenta con información de campo o laboratorio para el tiempo de

retención del agua se recomienda utilizar 10 minutos para el diseño del equipo.

Los tiempos de retención para las máximas tasas de petróleo y agua deben ser

calculados, a menos que los datos de laboratorio indiquen que sea innecesario para una

aproximación del diseño.

6.5 PROCESO DE DISEÑO

Pueden usarse las pautas presentadas a continuación para el dimensionamiento

inicial, se presenta un complemento, no un reemplazo a las prácticas de ingeniería y a

las experiencias operativas.

La determinación del tipo y dimensiones del separador se debe realizar

individualmente para cada requerimiento, deben considerarse todas las funciones y

requerimientos, incluso se han de considerar incertidumbres acerca de las tasas de flujo

y propiedades de los fluidos.

No existe sustituto para un buen desarrollo de ingeniería de diseño, no debe

dejarse en manos del fabricante decisiones en cuanto a dimensionamiento, detalles o

incertidumbres.

104

6.5.1 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR

Para el dimensionamiento de un separador trifásico es necesario especificar el

diámetro del recipiente así como la longitud costura-costura (Lss). Las consideraciones

para capacidad de gas y tiempo de retención serán establecidas por combinaciones

aceptables de longitud y diámetro. La necesidad de separar gotas de agua de 500 µm de

la fase liviana y gotas de 200 µm de petróleo de la fase pesada, establece el máximo

diámetro correspondiente para obtener el tiempo de retención del líquido

A continuación se describe el proceso de dimensionamiento para separadores

horizontales que no están llenos en un 50 %.

6.5.2 DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES

HORIZONTALES CON VOLUMEN DE LÍQUIDO

DIFERENTE A 50%

Para separadores trifásicos llenos con un volumen de líquido diferente al 50 %

de líquido, las ecuaciones pueden ser utilizadas de forma similar a un separador lleno al

50% de líquido, utilizando la suma de las áreas de petróleo y agua.

Así entonces la relación diámetro por longitud efectiva estará determinada por

la siguiente ecuación:

Ecuación 7. Relación dLeff



Si se utilizan unidades de SI se tiene:

Ecuación 8. Relación dLeff (SI)



105

Donde la relación

11 es una constante de diseño que puede ser obtenida de la

figura 44 presentada mas adelante.

En función del tiempo de retención para cada fase liquida en el separador se

puede definir la siguiente ecuación:

Ecuación 9. Relación d2Leff



Donde se obtiene de la figura 43.

106

Figura 43. Relación de áreas (α) vs. Alturas (β) para separadores horizontales

llenados con volúmenes distintos al 50% de líquido.



107

Figura 44. Constante para cálculo de la restricción por capacidad del gas vs.

Altura del líquido en separadores horizontales llenados con volúmenes de líquido

distintos a 50% de su capacidad.


Elaborado por: Tomás Freire

108

6.5.2.1 RESTRICCIÓN POR CAPACIDAD DE GAS

Si se emplea unidades SI, tenemos la siguiente ecuación en la que al igual a la

anterior se determina en la figura 43.

Ecuación 10. Relación d2Leff (SI)



6.5.2.2 RESTRICCIÓN POR LA ECUACIÓN DE

SEPARACIÓN

Para un máximo espesor de la capa de crudo, tasas de flujo y tiempos de

retención, el diámetro máximo del separador puede ser calculado, la fracción del área de

la sección transversal del recipiente requerida para la retención del agua puede

determinarse de la ecuación siguiente:

Ecuación 11. Cálculo del área fraccional del agua αw



Donde: l es el área fraccional ocupada por líquido,

w Es el área fraccional ocupada por el agua.

La altura fraccional del recipiente requerida para el volumen de agua puede ser

determinada, resolviendo la siguiente ecuación usando el método de prueba y error.

109

Ecuación 12. Altura Fraccional βw



w Representa la altura fraccional del agua

El diámetro máximo del recipiente puede ser determinado por las alturas

fraccionales del líquido y del agua de la siguiente forma:

Ecuación 13. Diámetro máximo



Donde dmax es el máximo diámetro interno en pulgadas o milímetros.

Algunos diámetros de recipiente menores que el máximo pueden ser usados para

separar las gotas de agua de tamaño especificado para un tiempo de retención

específico. En el anexo de este documento se incluye una tabla donde en función del

diámetro del recipiente se puede determinar las alturas y áreas fraccionales ocupadas

por los líquidos.

6.5.2.3 DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD COSTURA-

COSTURA

Una vez calculada la longitud efectiva de separación, la longitud costura-costura

del recipiente puede ser estimada. Esta dependerá de del diseño físico del equipo de

separación.

Para separadores dimensionados en base a la capacidad del gas, una porción de

la longitud del recipiente es requerida para distribuir el flujo inicialmente junto al bafle

distribuidor de la entrada. Otra porción de la longitud del recipiente es requerida para el

extractor de niebla. Si el diámetro del recipiente aumenta, una mayor longitud es

110

necesaria para una distribución regular del flujo de gas. Basado en estos conceptos,

junto a la experiencia de campo, la longitud costura-costura puede ser estimada de las

siguientes formas:

Ecuación 14. Estimación de Lss (SI)



Utilizando unidades de campo se tiene:

Ecuación 15. Estimación de Lss



Para separadores dimensionados por su capacidad de retención de líquido, una

porción de la longitud del recipiente es necesaria para el deflector de entrada y la

distribución del flujo, y otra porción para el drenaje de los fluidos, la longitud costura-

costura no debería exceder la siguiente relación:

111

Figura 45. Distribución de las longitudes estimadas en un separador horizontal.



6.5.2.4 RELACIÓN DE ESBELTEZ

Para cada diseño de recipiente, existe una combinación de Leff y diámetro que

debe minimizar el costo del recipiente. En general un diámetro menor del recipiente

asegura un costo menor. Sin embargo la reducción del diámetro del separador

incrementa las velocidades de los fluidos y la turbulencia, la probabilidad de re-arrastre

de gas al líquido y la destrucción de la interface petróleo/agua aumentan. La

experiencia indica que la relación de esbeltez debe estar entre 3 y 5 aunque no son

comunes relaciones más altas a menos que se tenga un estudio más elaborado sobre la

presencia de re-arrastre en el separador.

Para separadores dimensionados en base a la capacidad de líquidos se permite

utilizar una relación de esbeltez de hasta 6.

112

6.5.3 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO MECÁNICO

A continuación se presentan algunas consideraciones mecánicas para el diseño de

separadores como la selección de la presión de diseño y el espesor de la pared del

recipiente, además se incluye el procedimiento para estimar el peso del equipo.

La mayoría de recipientes bajo presión utilizados en la industria petrolera, son

diseñados e inspeccionados de acuerdo a American Society of Mechanical Engineers-

Boiler and pressure Vessel Code (Código ASME). Para la iniciar un proyecto de

ingeniería para el diseño y construcción de un separador se hace necesario tener acceso

a una copia de este código, en particular la sección III que hace referencia a recipientes

bajo presión.

6.5.4 TEMPERATURA PARA EL DISEÑO

Es la temperatura del metal que representa las condiciones coincidentes más

severas de presión y temperatura. Esta temperatura es utilizada para el diseño mecánico

de equipos y tuberías, incluyendo la selección de materiales. Esta temperatura de diseño

debe ser al menos 10°C superior a la temperatura de operación máxima, pero en ningún

caso inferior que la máxima temperatura en casos de emergencia, como falla de

servicios, bloqueo de operación, falla de instrumentos, etc.

La temperatura de diseño de equipos y sistemas protegidos por válvulas de

alivio, debe ser al menos la máxima temperatura coincidente con la presión de ajuste de

la válvula de alivio respectiva.

6.5.5 PRESIÓN DE DISEÑO

Es la presión máxima, interna o externa, a ser utilizada para determinar el

espesor mínimo de tuberías, recipientes u otros equipos. Para condiciones de vacío

parcial o total, la presión externa es la máxima diferencia de presión entre la atmosférica

y la presión interna existente en los equipos. De no ser especificado de otra forma, la

presión de diseño es la que se específica en el tope del recipiente.

113

La presión de diseño generalmente se selecciona como el mayor valor numérico

de los siguientes casos: (a) 110% de la presión máxima de operación, o (b) la presión de

operación más 172 KPa manométricos (25 psig). Esta regla se aplica cuando se utiliza

una válvula de alivio de seguridad convencional. A continuación se presenta una tabla

donde se muestra la presión de operación vs. la máxima presión de operación

permisible.

Tabla 20. Mínima diferencia entre MAWP y Presión de Operación

Presión de Operación Máxima presión de Operación

Permisible

Menor a 50 psig 10 PSI para 51-250 psig

25 PSI para 251-500 psig 10% de la presión máxima para 501-1001

psig

50 PSI para 1001 psig y mayores

Recipientes con sensores de alta presión

5% de la máxima presión de operación

5% o 5psi, adicional a la MAWP


Fuente: Código ASME, Sección VIII, División II

6.5.6 ESFUERZOS MÁXIMOS PERMISIBLES

El esfuerzo máximo permisible es utilizado en el cálculo del espesor de la pared

del recipiente, está determinado en el código ASME para diferentes tipos de materiales.

Estos valores de esfuerzo son determinados en función a la temperatura de operación.

Los requerimientos usuales en la mayoría de las compañías están de acuerdo con

la división II del código debido su mayor exactitud. Así entonces se utiliza la división I

para recipientes de baja presión y la división II para recipientes sometidos a presiones

mayores a 15 psig.

114

6.5.7 DETERMINACIÓN DEL ESPESOR DE LA PARED DEL

RECIPIENTE

Siguiendo las formulas usadas en el código ASME Sección VIII, división I se

tiene las siguientes ecuaciones:

Ecuación 16. Espesor de pared para recipientes cilíndricos

Ecuación 17. Espesor de pared para cabezas elipsoidales 2:1

Ecuación 18. Espesor de pared para cabezas hemisféricas



Donde:

S es el máximo esfuerzo permisible, PSI (kPa)

t el espesor de la pared, excluyendo la corrosión permisible, pulgadas

(mm)

P Máxima presión de Operación Permisible, psig (kPa)

r Radio del recipiente antes de adicionar el valor de corrosión permisible,

pulgadas (mm)

d Diámetro interno antes de adicionar el valor de corrosión permisible,

pulgadas (mm)

115

E Eficiencia de la junta o cordón de suelda, puede verse en el anexo. La

mayoría de recipientes son fabricados de acuerdo a al tipo de junta N° 1.

6.5.8 CORROSIÓN PERMISIBLE

De manera general el factor de corrosión permisible es de 0,125 pulgadas, para

servicio con fluidos no corrosivos y de 0.250 pulgadas para fluidos corrosivos, estos

valores serán adicionados a las ecuaciones para el cálculo del espesor de la pared del

recipiente.

6.5.9 PROCEDIMIENTO DE INSPECCIÓN

Todos los recipientes bajo codificación ASME serán inspeccionados previa su

certificación por personal capacitado y certificado para el efecto, los procesos de

manufactura deberán estar sustentados y firmados por un inspector.

La placa del recipiente únicamente si se reúnen todos los requerimientos del

código, uno de esos requerimientos es que el recipiente debe ser sometido a una prueba

de presión la cual va en un rango de 1,3 a 1,5 veces la máxima presión de operación

permisible, la presencia de la placa con certificación ASME no asegura que los internos

del equipo hayan sido construidos y diseñados de acuerdo al código ASME, el único

interés del inspector serán los aspectos relacionados al manejo de la presión y la

conservación de la integridad del recipiente.

6.5.10 ESTIMACIÓN DEL PESO DEL SEPARADOR

Es importante que esté disponible la información acerca del peso el recipiente,

debido a que la mayoría de procesos se inician tomando en cuenta los costos por el peso

del separador, los pesos del separador, tanto vacío como lleno en su totalidad de agua

pueden ser necesarios para consolidar un diseño conservador, así como asegurarse que

una vez construido podrá ser levantado y movilizado al sitio de disposición final, mas

aún en el caso que el equipo fuera a ser helitransportado.

116

El peso del equipo será función de la suma de los pesos del cilindro, las cabezas,

los internos, las boquillas y las sillas donde está asentado.

El peso del cilindro puede ser estimado por la siguiente ecuación:

Utilizando unidades de campo:

Ecuación 19. Peso del cilindro



Utilizando unidades SI:

Ecuación 20. Peso del cilindro (SI)



Donde:

W= representa al peso, lb. (kg), d= diámetro interno, pulgadas (mm), t= el

espesor de la pared, pulgadas (mm), L= longitud del cilindro, ft (m).

El peso de los casquetes elipsoidales se puede estimar de la siguiente forma:

En unidades de campo:

Ecuación 21. Peso de casq. Elipsoidales



El peso de los internos podrá ser estimado como el 5-10% de la suma de los

pesos del cilindro y los casquetes, y finalmente las sillas para separadores horizontales

también pueden ser estimadas como el 10% del peso total del separador.

117

6.5.11 ESPECIFICACIONES PARA RECIPIENTES BAJO

PRESIÓN

Algunas empresas resumen los requerimientos para el equipo de separación en una

hoja de información, asimismo algunas empresas cuentan con información detallada

para la construcción de recipientes bajo presión, donde se puede definir la calidad o

requerimientos especiales de fabricación y direcciones especificas como:

Normativa a seguir

Condiciones de diseño y materiales

Diseño de los internos

Diseño del recipiente y tolerancias

Conexiones del recipiente, boquillas

Escaleras para el acceso, jaulas, plataformas y escalones

Apoyos del recipiente y orejas de elevación

Aislamiento de los apoyos

Fabricación

o General

o Soldaduras

o Pintura y revestimientos

o Inspección y pruebas

o Placas de identificación

o Planos, reportes finales, y data sheets

o Preparación para el transporte

6.5.12 BOQUILLAS

Las boquillas deberán ser dimensionadas de acuerdo al criterio de

dimensionamiento de tuberías, el cual está dado por la Norma API RP-14E. La salida de

la boquilla generalmente es del mismo tamaño que la entrada de la boquilla. Para

prevenir la destrucción del bable de entrada, la velocidad de entrada del fluido debe ser

limitada de la siguiente forma:

118

En unidades SI, tenemos:

Donde: Vin = es la máxima velocidad de entrada del fluido, ft/s (m/s), ρf= densidad

de los fluidos de entrada, lb./ft3 (kg/m3).

6.6 PROCESO DE DISEÑO DEL SEPARADOR EN ESTUDIO

A continuación se describe el procedimiento para el dimensionamiento inicial, del

separador trifásico Free Water Knockout, destinado para el campo Villano Alfa, de la

empresa AGIP Oil Ecuador, concebido con los siguientes datos:

Para el diseño de este separador se deberá tomar en cuenta las siguientes

consideraciones preliminares:

La presión de operación del separador está por encima del punto de burbuja del

crudo a tratarse, razón por la cual no se espera una separación instantánea de

grandes volúmenes de gas, razón por la que la capacidad de gas no será una

factor predominante en el dimensionamiento del Free Water Knockout.

El volumen de líquidos en operación será diferente al 50% de la capacidad del

recipiente razón por la cual se empleará un método algo distinto pero con iguales

fundamentos que el comúnmente utilizado para dimensionar este tipo de equipos

asumiendo que estarán trabajando llenos hasta el 50% de su volumen de líquido.

Los datos que se emplearon para el desarrollo de diseño del separador están

presentados en la siguiente tabla:

119

Tabla 21. Información utilizada en el diseño del separador

Tasa de flujo de agua asociada 40,000 BPD

Tasa de flujo de gas No aplica

Tasa de flujo de petróleo 22,500 BPD

Viscosidad del petróleo 13,383 cP

SG del agua asociada 1, 07

SG del petróleo 0,928

Tiempo de retención del agua asociada 10 min

Tiempo de retención del petróleo 10 min

Diámetro de la gota de agua asociada 500 µm

Presión de Operación 270 psig


Temperatura de Operación 210ºF

Temperatura de Diseño 260ºF


Fuente: Industrias Acero de los Andes S.A

En función de los tiempos de retención para cada una de las fases líquidas en el

recipiente se obtiene la relación entre el diámetro y la longitud efectiva de separación

de la siguiente forma:

4,1)()(2 wwoo

effQtrQtrLd

4,1000.40min10500.22min102 BPDBPD

Ld eff

Se obtiene de la figura 43 considerando que la altura ocupada por la suma de

las fases liquidas dentro del separador será del 80% de la altura total del recipiente ,

siendo = 0,86 para = 0,8

120

Figura 46. Determinación gráfica de α para el caso en estudio



Reemplazando el valor de en la ecuación se obtiene la siguiente tabla donde

además se adicionará una columna donde se incluirá la estimación de la Longitud

costura-costura (Lss) del separador

LeffLss

34 y la relación de esbeltez

dLssSR 12 .

99,002.51912 effLd

Tabla 22. Resultados de la estimación de d y Lss para el Separador en estudio

d (in) Leff (ft)

LeffLss

34 (ft)

dLssSR 12

100 51.9103 69.21373 8.305648

110 42.90107 57.20143 6.240156

120 36.04882 48.06509 4.806509

130 30.71615 40.95487 3.78045

140 26.48485 35.31313 3.02684

150 23.07124 30.76166 2.460933

160 20.27746 27.03661 2.027746

170 17.96204 23.94939 1.690545



121

Para el cálculo del dímetro máximo, es necesario primero determinar el área

fraccional ocupada por el agua, para esto se utiliza la ecuación siguiente:

wwoo

wwlw trQtrQ

trQ)()(

)(

min)10(40000min)10(22500min)10)(40000)(86,0(

BPDBPD

w

5504,0w

Con este valor de la figura 43 podemos obtener w =0,539.

Ahora es necesario calcular ho(max), de la ecuación siguiente:

23

max)()(1028,1 dSGtrxh o

o

Se considerará el diámetro de la gota de 500 µm, así tenemos:

383,13500)928,007,1(101028,1

23

maxxxxho

95,33max oh pulgadas

Con estos valores se procede a determinar el diámetro máximo del recipiente de

la manera siguiente:

wl

ohd

maxmax

539,08,095,33

max d

07,130max d pulgadas.

122

Figura 47. Determinación gráfica de β para el caso en estudio



Con base en los resultados del dimensionamiento del separador, se obtiene el

siguiente gráfico que delimita un área de selección dentro de la cual, se encontrará una

combinación optima de diámetro y longitud del separador.

123

Figura 48. Gráfica del área del selección de la combinación d-Lss, para el

separador en estudio


Fuente: Sistemas de producción en campos petroleros

CAPÍTULO VII

126

CAPÍTULO VII

7 DESCRIPCIÓN DE LA CONSTRUCCIÓN

7.1 ANTECEDENTES

La construcción del Separador Trifásico Free Water Knockout, se realizó en la

planta industrial de Industria Acero de los Andes (IAA), ubicada en el Parque Industrial

de Quito, al Sur de la ciudad, a continuación se describe el proceso para la fabricación

del separador así como los equipos empleados en la misma.

La construcción de equipos de separación no es una producción en línea por que

es necesario señalar que el orden de los procedimientos a continuación descritos no es

rígido sino que se lo desarrolla a medida de la disponibilidad y requerimientos de la

planta y del proyecto respectivamente.

Una vez elaborado el diseño final del separador en el Departamento de

Ingeniería de IAA, éste es aprobado por AGIP ENI Oil Ecuador, se envía al

departamento de proceso, donde de acuerdo a los planos de construcción se hace una

orden de requisición para compra del material con el que se construirá el equipo.

7.2 SECCIÓN DE TRAZO Y CORTE

En esta primera parte del proceso se cortaron las láminas de acero al carbón, que

luego fueron cortadas y dobladas para formar el cuerpo del cilindro, así mismo se dió

forma a las bridas, soportes para internos, piezas para sillas, anillos rigidizadores del

separador.

7.2.1 MÁQUINA DE OXICORTE CNC

Este equipo es controlado mediante un computador, en el que se introduce

archivos .CAD, el cual dirige un cortador alimentado por oxigeno, capaz de manejar

láminas completas de acero al carbón, en este equipo se maquinaron las piezas de mayor

tamaño.

127

Figura 49. Equipos y proceso de trazo y corte

Elaborado por; Tomás Freire C.


7.2.2 PANTÓGRAFO DE CORTE

Esta unidad está provista de un tren de mandriles de corte, alimentados por

oxígeno, comandados por un escáner capaz de trasladar el diseño de la pieza desde un

dibujo en formato A3, a una escala deseada en la lámina de acero

Figura 50. Pantógrafo de corte



128

7.2.3 TORNO Y FRESADORA

Estos equipos provistos de brocas cortadoras y perforadoras, acompañadas de un

sistema de refrigeración y lubricación, fueron las encargadas de fabricar bridas y

distintos tipos de soporte las bajo las especificaciones requeridas para la construcción

del separador.

7.3 PROCESO DE DOBLADO

Una vez cortadas las piezas de acuerdo a las especificaciones del plano de diseño;

ingresaron a las unidades dobladoras; en una primera instancia la lámina pasa a través

de una dobladora de dos cilindros con el fin de proporcionar la forma requerida para

ingresar a una segundad unidad que cuenta con tres cilindros dobladores y que como

resultado permite conformar el cilindro con una solo a costura de suelda continua.

Figura 51. Tornos y Maquina Fresadora



129

Figura 52. Proceso de doblado primario con dobladora de 3 rodillos



Figura 53. Doblado final de la plancha de acero para conformar los anillos del

cuerpo del separador



130

Por otra parte, empleando una unidad hidráulica, se dio la forma inicial a los

casquetes elipsoidales del separador, posteriormente utilizando una boleadora neumática

hidráulica se da la forma final a los casquetes.

Para fabricar casquetes de mayor diámetro, es necesario construirlos de dos

piezas idénticas que son soldadas en una sola costura longitudinal, para lo cual el

proceso es similar al empleado para casquetes de una sola pieza. Este proceso es factible

únicamente, cuando el diámetro del cilindro del equipo de separación es inferior que la

longitud menor de la lámina de acero, caso contrario la construcción de los casquetes es

realizando una soldadura de gajos.

Figura 54. Máquinas boleadoras, para construcción de casquetes



7.4 SECCIÓN DE SOLDADURA

La preparación de las soldaduras se realizara tomando en cuenta las especificaciones

del plano mecánico de construcción

131

7.4.1 SOLDADURA DEL CILINDRO

El primer paso para la soldadura del cilindro fue la conformación de biseles en

cada una de las piezas a soldarse. Seguido a esto se soldaron pequeñas piezas de acero

para fijar las piezas. Con la ayuda de una suelda por arco se formaron puntos de suelda

espaciados aproximadamente un pie entre sí, esto únicamente para mantener unidas las

secciones del cilindro que luego fueron soldadas definitivamente por una suelda

continua que proporcionara una costura uniforme evitando la presencia de puntos

frágiles entre las secciones.

Figura 55. Procesos previos a la Soldadura; Fabricación de biseles, placas de

sujeción temporal de anillos soldados, cilindro formado por sueldas preliminares.



132

7.4.2 SUELDA DE CORDÓN CONTINUO

Este tipo de suelda se utiliza a fin de evitar irregularidades en la suelda ya que

utiliza un electrodo continuo, evitando que se tengan que hacer paradas para cambio de

electrodo, además provee en espesor homogéneo a lo largo de la soldadura,

proporcionado por un movimiento continuo de los cilindros al ser soldados.

Figura 56. Máquinas soldadoras de cordón continuo



7.4.3 CONSTRUCCIÓN DE LOS CASQUETES

Si el diámetro del separador no permite que los casquetes sean construidos de

una sola pieza formada de una plancha de acero, o a su vez de dos piezas con una

costura longitudinal, es necesario diseñar y cortar una serie de piezas llamadas gajos,

que al soldarse entre sí tendrán una forma elipsoidal, a cada uno de estos gajos se lo

biseló para su soldadura, una vez construido el casquete se sometió a un proceso de

molado para limar los excesos de soldadura.

133

7.4.4 PRUEBAS DE SOLDADURA

Una vez concluido un proceso de soldado fue imprescindible comprobar el resultado

del mismo, para esto y de acuerdo con los requerimientos del fabricante se realizaron

según el caso tres tipos de pruebas, descritas a continuación:

Figura 57. Construcción de casquetes del separador; Hemisféricos y Elipsoidales



Figura 58. Distribución de las longitudes en los casquetes del separador

Elaborador por: Tomás Freire C.


134

7.4.5 RADIOGRAFÍA DE LA COSTURA COMPLETA

Fue necesario en ciertas costuras como las que van a lo largo de las piezas que

conforman el cilindro realizar una inspección con rayos X del 100% de la costura. El

procedimiento consiste en exponer al cordón de soldadura a rayos X, los cuales

revelaran la calidad de la soldadura y los defectos que ésta presente, los resultados se

presentan en una placa fotográfica.

Figura 59. Radiografía tomada a un cordón de suelda, muestra cavidades a lo

largo del cordón


Fuente: Radiography of metals-Image quality indicators, Peter Hayward

7.4.6 TINTAS Y FLUIDOS PENETRANTES

Esta técnica se aplicó en lugares donde no es posible tomar radiografías del cordón de

suelda, el procedimiento consiste en aplicar una capa uniforme tinte penetrante en

aerosol a una distancia aproximada de 30 cm, se deja actuar por aproximadamente 10

minutos, se remueve el exceso con un papel tipo toalla levemente humedecido, a

continuación se roció una sustancia reveladora, una vez aplicada una fina capa se deja

actuar por 10 minutos antes de iniciar la inspección.

7.5 BOCAS DEL SEPARADOR

Una vez comprobada la efectividad de los cordones de suelda del cuerpo del

separador, se realizan las perforaciones para las bocas de entrada de fluido, salida de

crudo y agua, y las bocas para toma de muestras e instrumentación, si las

135

especificaciones de diseño así lo requieren se refuerza la pared del recipiente con placas

de acero soldadas en la zona de soldadura de las bocas, y las características del cordón

de soldadura siguieron la normativa especificada en el diseño.

Figura 60. Prueba de fluidos penetrantes, izq. Detalle de falla en cordón de suelda

delatado por la coloración rojiza.



7.5.1 BOCAS PARA TOMA DE MUESTRAS

Las bocas para la toma de muestra están dispuestas paralelas horizontalmente

formando un ángulo de 90° con el eje vertical del cilindro, fabricadas con un diámetro

interno de 1.687”, espesor de tubería de 0.313”, y un diámetro externo de 2”.

Estas bocas una vez instalado el separador se unieron por medio de bridas a las líneas de

enfriamiento del sistema para toma de muestras.

7.5.2 MANHOLE

En el diseño del equipo se ha incluido dos accesos para hombre, cada uno con un

diámetro de 24”, dispuestos uno en cada casquete, su fin primordial es proveer acceso

para reparación y mantenimiento principalmente de los internos del separador.

136

Se tuvo gran atención en los detalles de la fabricación y ensamblaje de las piezas

para evitar cualquier tipo de problema operativo como fugas de líquidos o perdidas de

presión.

Figura 61. Distribución de las bocas para toma de muestra e instrumentación en el

separador

Elaborado por; Tomás Freire C. Fuente: Acero de los Andes S.A.

Figura 62. Distribución típica de un Manhole para separadores horizontales



137

7.5.3 BOCA DE ENTRADA DE FLUIDOS

Su función es la de permitir el ingreso de los fluidos para su separación, en este

equipo se incluyó una boca de 12” de diámetro, soldada a una brida para su acople a la

línea proveniente del Manifold de producción.

7.5.4 BOCAS DE SALIDA DE LOS FLUIDOS

Una vez que se concluye el proceso de separación, las distintas fases de la

mezcla serán direccionadas a las diferentes líneas para continuar con los procesos de

limpieza de los fluidos, para esto se ha dispuesto de las siguientes bocas de salida de los

fluidos:

7.5.5 BOCAS PARA INSTRUMENTACIÓN

Para la operación del equipo es importante conocer los valores de las variables

del proceso, para esto en este equipo se han incluido bocas destinadas a la ubicación de

equipos de instrumentación, los cuales se describen a continuación

Tabla 23. Distribución de las bocas de salida de fluidos del separador del

Separador en Estudio

FLUIDO CANTIDAD DIÁMETRO DE LA BOCA

CRUDO 1 10”

GAS 1 2”

AGUA DE FORMACIÓN 1 8”

DRENAJES 3 4”



138

Tabla 24. Distribución de las bocas destinadas a instrumentación en el separador

en estudio

EQUIPO CANTIDAD Ø DE LA

BOCA

Alarma de Baja presión 1 2”

Alarma de Alta presión 1 2”

Transmisor de Temperatura 1 2”

Indicador de Temperatura 1 2”

Indicador-Transmisor de Presión 1 2”

Válvula de Seguridad de Presión 2 8”

Transmisor de nivel Alto/Bajo 2 2”

Transmisor de Diferencial de Nivel en la Interface

Agua/Petróleo 2 2”

Transmisor de Diferencial de Nivel 2 2”



7.6 DOMO DE GAS

Para la extracción el gas se incluyó un domo con diámetro de cilindro de 8” y una

longitud total de 4’ 4 ½”, soldado al cuerpo del separador, adicionalmente este domo

está provisto de dos bocas de 2” de diámetro, una para colocar una alarma de nivel bajo

de gas y otra colocada a 3’ sobre esta para una alarme de nivel alto de gas. En la parte

superior el domo cuenta con una boca para la salida de gas de 2” que al momento de la

instalación fue bridada a la línea de gas que va hacia un Scrubber de gas.

139

Figura 63. Domo para gas; diseño y construcción final



7.7 CONSIDERACIONES ESPECIALES

Cuando se construyeron las bocas y soldaron al cuerpo del separador se tomaron en

cuenta las siguientes consideraciones:

Ninguna boca puede ser trazado sobre un cordón de suelda, en caso de coincidir

la ubicación de una boca y un cordón de suelda ésta debió ser reubicada.

Para diámetros mayores a 2” se requiere reforzar el cilindro soldando una placa

de acero en la zona donde la boca se trazó.

Las soldaduras de tuberías y bridas de las bocas requirieron ser comprobadas por

la técnica de tintas penetrantes, debido a la imposibilidad de radiografiarlas

Se evitó en lo posible que las bocas estén orientadas radialmente, estas se

ubicaron paralelas al eje vertical u horizontal del cilindro.

140

7.8 PROTECCIÓN A LA CORROSIÓN

Para la protección contra la corrosión en este equipo se dispuso el trazo de 12 bocas

de 4” de diámetro, las que permitieron colocar 6 ánodos de sacrificio, adicionalmente el

equipo una vez instalado se aterrizó por medio de una oreja soldada a la estructura para

este efecto, finalmente tanto en el interior como el exterior se ha aplicado pinturas y

productos que son descritos más adelante.

7.9 SILLAS DEL SEPARADOR

El separador está sostenido mediante dos asientos. En aquellos casos que se requiere

el uso de rigidizadores, como para condiciones de vacío, por ejemplo, los rigidizadores

deberán colocarse en los asientos siempre que sea práctico y posible. Los rigidizadores

se diseñaron de acuerdo al código ASME Sección VIII. No se recomienda el uso de

rigidizadores para recipientes con temperaturas de operación mayores de 540 °C (1000

°F). La silla o apoyo fijo debe estar en capacidad de soportar las fuerzas sísmicas en la

dirección longitudinal.

En el Free Water Knockout se colocaron además tres anillos rigidizadores dada su

longitud, las sillas del separadores están soldadas a un patín que permitió su transporte,

posteriormente en su instalación el separador se apoyó en sillas de concreto previamente

fabricadas en la locación final del separador.

141

Figura 64. Esquema y vista preliminar de sillas para reposo del cuerpo del

separador en estudio



7.10 INTERNOS DEL SEPARADOR

Una vez concluido el trazo y construcción de las bocas del separador, se soldaron

placas de acero, que sirven de soporte a los internos del separador, los internos se

sujetan empernados a estas placas, permitiendo su extracción para cambio o

mantenimiento, asimismo se incluirán bajo este precepto los equipos de medición y

limpieza interna del separador.

142

Figura 65. Tipos de soporte para los internos del separador


Fuente: AMITSCO

Como internos del separador se incluyen los extractores de niebla, la placa

rompe vórtice, la placa deflectora para el cambio de dirección de los fluidos, los

sensores de algunos de los medidores y finalmente el sistema de control de arena Sand

Jet.

7.10.1 DEFLECTOR

Dado que no se colocara un distribuidor de flujo en la entrada del separador, el

deflector será un codo de 90° que cambiará la dirección y velocidad de los fluidos

dentro del separador

143

Figura 66. Deflector tipo codo de 90°



7.10.2 PLACA ROMPE VÓRTICE

Se ubicó un elemento tipo placa, en la boca de descarga del agua de formación,

que cumple con las siguientes especificaciones para una boca de 8” de diámetro:

Tabla 25. Características de la placa rompe vórtices instalada en el separador

Espesor de la placa - acero al carbono 12 mm

Número de soportes externos 6

Número de soportes internos 4

Altura desde la boca 10 mm



Estos parámetros únicamente son aplicables cuando se tiene una sola descarga

de agua en el fondo del separador.

144

Figura 67. Detalle de la placa Rompe-Vórtices



7.10.3 EXTRACTOR DE NIEBLA

En este equipo se colocó dos tipos de extractores, en la zona de separación por

coalescencia se instaló un extractor tipo aleta, y para una mayor efectividad de

separación de la fase líquida suspendida en el gas y dado su relativo bajo costo se

dispuso la colocación de un Demister o extractor de niebla tipo malla de 8” de diámetro

para la boca del domo de gas.

145

Figura 68. Extractor de Niebla, colocado bajo el domo de gas del separador



Figura 69. Detalle de ubicación del extractor de niebla


Fuente: Manual de procesos, PDVSA.

Figura 70. Coalescedor tipo aleta, sección de coalescencia

146



7.10.4 SISTEMA DE LIMPIEZA SAND JET

Para un efectivo control de la arena producida con los fluidos y que luego se

acumulará en el separador se colocó un sistema que consiste básicamente un una tubería

ranurada dispuesta a lo largo del tanque de separación por la cual se inyecta agua a

presión por seis bocas de entrada de 2” de diámetro, ésta remueve los sólidos

depositados en el fondo del tanque, y son arrastrados por hacia 6 bocas de drenaje de

diámetro de 4” cada uno.

7.11 GRANALLADO

A fin de brindar un mejor anclaje del recubrimiento del recipiente, la superficie es

sometida a un proceso de abrasión, por medio de un Sand Blaster, que en este caso no

arroja arena a alta presión sino que se usa granalla de hierro, produciendo una

texturización de la superficie del metal y una total remoción de impurezas y productos

de la oxidación.

147

Figura 71. Esquema del sistema de limpieza Sand Jet



Figura 72. Comparación entre superficies sin granallar (izq.) y granallada (der.)



148

7.12 RECUBRIMIENTOS

De acuerdo con los requerimientos de servicio del separador en el interior se preparó

la superficie mediante el proceso SSPC-SP5 (Steel Structures Painting Council) la

superficie debe verse libre de aceite, grasa, polvo, óxido, restos de pintura sin

excepciones. Es utilizada donde las condiciones son extremadamente severas, con

contaminantes ácidos, sales en solución, etc., en la cabina de pintura bajo condiciones

de temperatura y humedad específicas para cada producto se aplicó un primer

recubrimiento de 5 milímetros de espesor con Epoxy Novolac, una vez transcurrido el

tiempo de curado del recubrimiento, se aplicó una capa final de iguales características a

la inicial.

Para la superficie exterior; la superficie se preparó mediante el procedimiento

SSPC-SP10, la superficie debe verse libre de aceite, grasa, polvo, óxido, capa de

laminación, restos de pintura y otros materiales extraños. Se admite hasta un 5% de

restos que pueden aparecer sólo como distinta coloración en cada pulgada cuadrada de

la superficie, posteriormente se colocó un recubrimiento inicial de 3 milímetros de

espesor de zinc inorgánico, que es un galvanizado en frío. Este tipo de recubrimiento

forma una película formada por la aplicación de una mezcla homogénea de polvo de

zinc y una solución acuosa de silicato inorgánico. Al aplicar estos componentes, se

eliminó el agua y los solventes, lo que permite obtener una película de silicato de zinc

con oclusiones de zinc en polvo, su mecanismo de protección es el de crear una película

de zinc con alta conductividad eléctrica capaz de sacrificarse anódicamente para

proteger el acero, es decir, lo protege a partir del principio de la protección catódica, una

vez curado el producto se aplicó una capa intermedia de 5 milímetros de espesor de

Epoxy y finalmente un recubrimiento de 2 milímetros de espesor de Poliuretano.

7.13 REVESTIMIENTO

Una vez concluida la construcción del separador se reviste todo el equipo con

láminas de acero inoxidable, a fin de proteger el equipo de la corrosión, estas láminas

están soldadas al equipo y unidas entre sí por medio de remaches, se cortan láminas de

149

revestimiento a una distancia mínima de 13 mm de los cordones de suelda, que

previamente deberán ser rellenados con soldadura de aleación para su protección.

Figura 73. Separador revestido con láminas de acero inoxidable



CAPÍTULO VIII

151

CAPÍTULO VIII

8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

8.1 CONCLUSIONES

La inyección de químicos desmulsificantes en la mezcla en etapas tempranas del

proceso de separación de fases, asegura un menor tiempo de retención en el

separador, además reduce costos operativos al disminuir la cantidad de calor

necesaria para desestalibilizar la emulsión W/O en los tratadores electroestáticos

ubicados en el CPF.

Al incluir el equipo Free Water Knockout C en el Campo Villano Alfa se

descongestionó la batería de separación primaria, ahora conformada por 3

FWKO con una capacidad de procesamiento en conjunto de 67,500 BOPD y

120,000 BWPD, en consecuencia actualmente trabajan a un 70% de su

capacidad total.

Una vez instalado el nuevo equipo de separación FWKO C se procedió a

reinstalar los internos de los Hidrociclones A y B, con lo cual se asegura una

remoción efectiva de las partículas sólidas producidas en asociación con el

crudo, producto de esto es una considerable reducción de daños a los equipos

por efecto de la abrasión y una menor sedimentación en el fondo de los tanques

de almacenamiento del agua.

Los datos arrojados del diseño y dimensionamiento del equipo concuerdan en

gran medida con los datos finales para la construcción del separador aprobados

por AGIP ENI Oil Ecuador, las diferencias se produjeron principalmente debido

a consideraciones de orden mecánico para la fabricación del FWKO C por parte

de IAA. A continuación se presentan los valores definitivos de construcción del

equipo:

152

Tabla 26. Datos de construcción del separador en estudio

Diámetro ID 9´ 10”

Longitud Costura-Costura 63´4”


Temperatura de diseño 260ºF

Material de construcción SA-516-GR70N

Longitud tangente-tangente 63´8”

Longitud total 68´9”

Peso del recipiente 5,914 kg

Corrosión permisible 1/8”

Elaborado por: Tomás Freire Cruz

Fuente: Industrias Acero de los Andes

Aun cuando el proceso de construcción de un FWKO no es un proceso en

cadena o en línea se sigue con estricto respeto el cronograma establecido por

el departamento de ingeniería, así mismo se toma especial cuidado en la

práctica de los ensayos no destructivos para verificar la calidad, en especial

de sueldas y revestimientos, a fin de poder colocar en el recipiente una placa

de certificación ASME, cabe mencionar que dicha placa únicamente certifica

la calidad del proceso y materiales del recipiente cilíndrico mas no de los

internos del separador.

8.2 RECOMENDACIONES

Durante el proceso de diseño de un separador se debe tomar en

consideración, además de la información de las características de los fluidos,

tasas de flujo y tiempos de retención; la calidad de la separación deseada, la

presencia o no de parafinas, asfaltenos y/o productos sólidos. A fin de

seleccionar los internos del separador, el tipo de separador trifásico, y

realizar el cálculo de las bocas de ingreso y salida en el separador.

153

Preveer la expansión a futuro de un proyecto petrolero, y realizar la

reingeniería de dicho proyecto a tiempo, reduce costos innecesarios a la

compañía, además de evitar el tener que modificar los equipos a fin de que

cumplan tareas para las que no fueron diseñados como en el caso de los

FWKO A y B cuya sección electrostática fue deshabilitada.

En campos en los que los equipos necesariamente deben ser

helitransportados, se hace fundamental, el cálculo del peso neto de los

equipos, en vista de que este es el principal limitante logístico. en caso de

que el peso del equipo sea mayor al que se puede transportar, el equipo

deberá ser diseñado de forma tal que se pueda concluir su construcción en el

sitio de su disposición final, garantizando igual calidad que si el trabajo

completa se la hubiera realizado en las instalaciones de la empresa

fabricante.

Siempre que sea posible se debe mantener personal calificado de la empresa

requirente del equipo de separación en las instalaciones del fabricante a fin

de que se cerciore del cumplimiento de requerimientos del contrato.

154

GLOSARIO DE TÉRMINOS

A

AGUA DE FORMACIÓN: Agua que se encuentra conjuntamente con el

petróleo y el gas en los yacimientos de hidrocarburos. Puede tener diferentes

concentraciones de sales minerales.

AGUA RESIDUAL: Aguas resultantes de la utilización en las actividades

humanas, domésticas o industriales, que se vierten como afluentes.

API: American Petroleum Institude; organismo que regula los procesos que se

realizan en el campo petrolero mediante normas estandarizadas.

ASTM: Siglas de la Sociedad Americana de Ensayos y Materiales, organismo

con sede en Estados Unidos de Norteamérica, que entre otras actividades

establece los métodos de ensayo para ser utilizados en los diferentes

laboratorios.

B

BARRIL: Unidad de medida de volumen para petróleo y derivados; equivales

42 galones americanos o 158.98 litros medidos a 60 ºF y a nivel del mar.

BARRILES POR DÍA: En términos de producción, el número de barriles de

aceite que produce un pozo en un período de 24 horas, normalmente se toma una

cifra promedio de un período de tiempo largo. (En términos de refinación, el

número de barriles recibidos o la producción de una refinería durante un año,

divididos por trescientos sesenta y cinco días menos el tiempo muerto utilizado

para mantenimiento).

BSW: Contenido de agua y sedimentos que se tiene en un fluido y que se lo

determina por medio de pruebas de laboratorio.

C

CATALIZADOR: Una substancia que ayuda o promueve una reacción química

sin formar parte del producto final. Hace que la reacción tenga lugar más

rápidamente o a menor temperatura, y permanece sin cambio al final de la

reacción. En procesos industriales, sin embargo, el catalizador debe ser

cambiado periódicamente para mantener una producción económica.

CIRCULACIÓN DE GAS O RECIRCULACIÓN: Un proceso en el cual el

gas producido es reinyectado al yacimiento después de haberle quitado el

155

condensado. Esto es para mantener la presión del yacimiento y para impedir que

el condensado se "condense" dentro del yacimiento y después se dificulte

recuperarlo. Esta es llamada condensación retrógrada.

D

DISTRIBUCIÓN: Después que el gas ha sido procesado, es transportado a

través de gasoductos hasta centros de distribución local, para ser medido y

entregado a los clientes o en nuestro caso va a ser usado como combustible.

DUCTO: Tubería para el transporte de crudo o gas natural entre dos puntos, ya

sea tierra adentro o tierra afuera.

E

ESTACIÓN DE CONTROL: Una estación de carga manual es la que permite

la interrupción entre el modo manual y el modo automático de un lazo de

control, se puede decir que es la interface del operador con un sistema de

control distribuido y puede relacionarse como estación de control.

EMULSIÓN: Mezcla de dos líquidos mutuamente inmiscibles, uno de los

cuales está disperse en forma de pequeñísimas gotas en el otro y estabilizado

por un agente emulsionante.

EVALUACIÓN DEL IMPACTO AMBIENTAL EIA: Evaluación del

impacto de una instalación o actividad sobre el medio ambiente que la rodea,

realizada antes de que el trabajo sobre esa actividad haya comenzado. El estudio

base original, parte clave de este proceso, describe las condiciones originales.

F

FUNCIÓN: Propósito de o una acción realizada por un instrumento.

G

GAS LICUADO DE PETRÓLEO: El GLP está compuesto de propano,

butano, o una mezcla de los dos, la cual puede ser total o parcialmente licuada bajo

presión con objeto de facilitar su transporte y almacenamiento. El LPG puede

utilizarse para cocinar, para calefacción o como combustible automotriz.

H

HIDROCARBURO: Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido,

líquido o gas que contiene carbono e hidrógeno (ej.: carbón, aceite crudo

liviano, mediano o pesado, y gas natural).

156

I

IDENTIFICACIÓN: Secuencia de letras, dígitos o ambos que son usados para

designar un instrumento.

INSTRUMENTACIÓN: Una colección de instrumentos o sus aplicaciones

para un propósito de observación, medida, control o alguna combinación de

estas.

INSTRUMENTO: Recurso usado directa o indirectamente para medir y/o

controlar una variable.

L

LÍNEA DE DESCARGA: Canal o tubo instalado entre las conexiones de la

superficie en la boca del pozo y la zaranda vibratoria a través de la cual pasa el

lodo de perforación en su viaje de vuelta desde el fondo hasta la superficie.

LÍNEA DE FLUJO: Tubería que va desde el cabezal de un pozo hasta la

estación de recolección. Su objetico es transportar el fluido que sale del pozo

hasta los separadores de la estación de recolección.

M

MEDIDA: La determinación de la existencia de una magnitud o una variable.

METANO: La más pequeña de las moléculas de los hidrocarburos, con un

átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno. Es el componente principal del

gas natural, pero también está presente en las capas de carbón, y es producido

por animales y por la descomposición de los vegetales. Es un gas ligero, sin

color, sin olor y flamable bajo condiciones normales. El metano es el primer

miembro en la serie de alcanos (parafinas). A presión atmosférica se licúa a -

162°C.

O

OPERADOR: Compañía, organización o persona con autoridad legal para

perforar pozos y extraer hidrocarburos. Puede emplearse un contratista de

perforación para llevar a cabo la perforación en sí. El operador es con

frecuencia parte de un consorcio y actúa a nombre de este.

P

PARAFINA: Material sólido o semisólido derivado de destilados o residuos; se

emplea para distintos propósitos incluyendo velas y encerados.

157

PETRÓLEO: Nombre genérico para hidrocarburos, incluyendo petróleo crudo,

gas natural y líquidos del gas natural. El nombre se deriva del Latín, óleum,

presente en forma natural en rocas, petra.

PANEL MONTADO: Término aplicado a un instrumento montado en un panel

o consola y es accesible para el uso normal de un operador.

PODER CALORÍFICO: La cantidad de calor producido por la combustión

completa de un combustible. Puede ser medido seco o saturado con vapor de

agua; y neto o bruto. ("Bruto" significa que el agua producida durante la

combustión ha sido condensada en líquido, liberando así su calor latente;

"Neto" significa que el agua permanece como vapor). La convención general es

llamarle seco ó bruto.

PROCESO: Una operación o secuencia de operaciones envueltas en cambios

de energía, estado, composición y dimensión.

PROGRAMA: Una secuencia repetitiva de acciones que definen el estatus de

salida como una relación a un set de entradas.

R

REFINERÍA: Complejo de instalaciones en el que el petróleo crudo se separa

en fracciones ligeras y pesadas, las cuales se convierten en productos

aprovechables o insumos.

RESIDUO: Los componentes pesados, no volátiles, del crudo que fluyen del

fondo de la columna de fraccionamiento durante la destilación fraccionada.

S

SENSOR: Parte de un circuito o instrumento que primero detecta el valor de

una variable de proceso, y que asume un estado de salida correspondiente,

predeterminado e intangible.

SISTEMA DE CONTROL DISTRIBUIDO: Sistema el cual, esta siendo

integrado funcionalmente, consiste de subsistemas los cuales son físicamente

separados y remotamente localizados uno de otro.

SWITCH: Instrumento que conecta y desconecta, selecciona o transfiere uno o

más circuitos.

158

T

TANQUES DE ALMACENAMIENTO: Grandes depósitos metálicos,

construidos de acero soldado, que se utilizan para guardar crudo o derivados.

TANQUES DE LAVADO: El los tanques de lavado se separa el agua del

aceite por diferencia de densidades; el agua se drena a una piscina y el aceite se

pasa a, un tanque de mayor capacidad, denominado de surgencia, donde se

almacena el crudo producido del campo, libre de gas y agua.

TRANSPORTE: Acción de trasladar crudo y derivados a través de varios

sistemas; por ductos, autotanques y buques tanque.

U

UNIDAD TÉRMICA BRITÁNICA (BTU): La cantidad de calor requerido

para elevar la temperatura de una libra de agua en un grado Fahrenheit.

V

VARIABLE DEL PROCESO: Cualquier variable perteneciente a un proceso,

en esta norma se aplica para todas las variables que no sean de señales de

instrumentación.

VISCOSIDAD: Pegajoso, esto es: la resistencia de un líquido al movimiento o

flujo; normalmente se abate al elevar la temperatura.

159

BIBLIOGRAFÍA

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ARNOLD, Ken, Emulsions and Oil Treating Equipment: Selection, Sizing and

Troubleshooting, Gulf Equipment Guides, Houston, 1996

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Guides, Tulsa, 2009

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IAA, Documentos de archivo planta industrial acero de los Andes (planos),

Quito, Ecuador, 2009

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Limusa, México, 1992

MELO, Vinicio, Sistemas de Producción en Campos Petroleros, noviembre

2007

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PDVSA, Manual de Procesos, edición 2007

SALAGER, Jean Louis, Deshidratación de Crudo Principios y Tecnología,

Universidad de los Andes, Mérida 1998

SALAGER, Jean Louis, Formulación, Composición y Fabricación de

emulsiones para obtener las propiedades deseadas. Estado del Arte. Parte A:

Introducción y conceptos de formulación fisicoquímica. Cuaderno FIRP 747-A,

Módulo de enseñanza en Fenómenos Interfaciales, Laboratorio FIRP,

Universidad de los Andes, Mérida (1999).

ANEXOS

164

ANEXO 1. CURVAS DE LONGITUD VS. CAPACIDAD DEL TAMBOR



165

ANEXO 2. LONGITUDES DE CUERDAS Y ÁREAS DE LAS SECCIONES

CIRCULARES VS. ALTURAS DE LA CUERDA



166

ANEXO 3. ESFUERZO PERMISIBLE PARA DISTINTOS MATERIALES


Fuente: Norma ASME Sección VIII, 2007

167

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168

ANEXO 5. FÓRMULAS PARA RECIPIENTES BAJO PRESIÓN INTERNA


Fuente: Manual de Recipientes a Presión

169

ANEXO 6. CONSIDERACIONES PARA RECIPIENTES BAJO PRESIÓN

INTERNA


Fuente: Norma ASME Sección VIII, 2007

170

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171

ANEXO 8. FORMATO TÍPICO PARA DISEÑO DE SEPARADORES



172

ANEXO 9. PROYECCIÓN DE LAS BOCAS PARA UN RECIPIENTE

CILÍNDRICO



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