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DISEÑANDO SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS
COMO ESCOGER EL TAMAÑO Y SELECCIONAR SEPARADORES DE TRES
FASES
Ken Arnold, Ingeniero Principal de Proyectos, Paragon
Engineering Services, Inc. , Houston, y Maurice Se!ar" #r$ ,
IngenieroPetrolero Regional, Minerals Management Service, Metairie,
Louisiana
Re%u&enLa separación de tres fases en cual las corrientes de
pozos petrolferos son separadas en gas, petróleo y agua li!re es
un
elemento clave para los sistemas de producción utilizados por la
industria petrolera. Este artculo, una e"tensión de ladiscusión de
separación de dos fases #ue apareció en la edición de noviem!re de
$%RL& %IL, descri!e m'todos
disponi!les de e#uipo y control de tres fases, la teora !(sica
del dise)o de unidades de tres fases, y e*emplos para la
selección y tama)os de dic+os recipientes.
Los conceptos de dise)o de separadores presentados en la edición
del mes pasado se relacionan a la separación de dos
fases de l#uidos y gas. Estos conceptos tam!i'n son aplica!les a
la separación de tres fases, la depuración de gas, y lalimpieza de
gas. ada una de estas en com-nmente utilizada en el campo, en
particular la separación de tres fases.
uando el petróleo y el agua son mezclados con intensidad y luego
se permite #ue se asienten, una capa de agua
relativamente limpia aparece en el fondo. El crecimiento de esta
capa de agua con el tiempo sigue una curva, como la ig.
/ demuestra. &espu's de un perodo de tiempo 01 a 23
minutos4, el cam!io en la altura del agua ser( insignificante.
La
fracción de agua, o!tenida del asentamiento por gravedad, se
llama 5agua li!re6. 7ormalmente es de !eneficio separar elagua
li!re antes de tratar el petróleo restante y las capas de
emulsión.
Los separadores de tres fases, com-nmente conocidos como
8noc8outs 0des+idratadores mec(nicos4 de agua li!re, son
utilizados para separar y remover cual#uier fase de agua li!re
#ue pueda e"istir. &e!ido a #ue el flu*o ingresa al
separador
de tres fases directamente de un pozo productivo, o de un
separador #ue opera en una presión m(s alta, el recipiente de!eser
dise)ado para separar el gas #ue se deflagra del l#uido as como
tam!i'n el petróleo y el agua.
Los aspectos !(sicos del dise)o de la separación de tres fases
son id'nticos a a#uellos discutidos previamente para laseparación
de dos fases. Lo -nico #ue se a)ade a esto es #ue se presta m(s
atención a las tasas de asentamiento de l#uido
9 l#uido y a #ue se de!e a)adir alg-n medio para remover
el agua li!re. Luego se discutir(n las tasas de asentamiento
del#uido 9 l#uido. La remoción de agua es una función de los
m'todos de control utilizados para mantener la separación y
la remoción del petróleo. :arios m'todos de control son
aplica!les a los separadores de tres fases y la forma y el
di(metro
del recipiente determinar(, en cierto grado, los tipos de
control utilizados.
Fi'ura (Emulsion ; emulsión
$ater ; agua< =ater in sample ; < de agua en la
muestra
Fi'$ ( ) C*&o %e de%arrolla una ca+a de a'ua li,re en una
corriene de +o-o con el ie&+o$ De%+u.% de / a 01 &inuo%" el
ca&,ioen alura 2'ro%or3 del ni4el del a'ua %er5
in%i'ni6icane$
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DESCRIPCIÓN DEL E7UIPO
Se+aradore% 8ori-onale%.
La figura 2 es un es#uema de un separador +orizontal. El fluido
entra al recipiente y se c+oca con el desviador de ingreso.
Este cam!io repentino en impulso causa la separación !ruta
inicial del l#uido y el vapor descrito en la sección
so!reseparadores de dos fases #ue apareció en $%RL& %IL el mes
pasado.
En un separador de tres fases, el desviador de ingreso contiene
un do=ncomer #ue dirige el flu*o del l#uido de!a*o delinterfaz de
gas > petróleo y a la vecindad de la interfaz de petróleo >
agua. La sección de recolección de l#uidos del
recipiente provee suficiente tiempo de retención para #ue el
petróleo y la emulsión formen una capa o 5almo+adilla de
petróleo6 en la superficie. El agua li!re se asienta en el
fondo.
La figura 2 ilustra un separador +orizontal tpico con un
controlador de interfaz y un vertedero. El vertedero mantiene
el
nivel del petróleo y el controlador de nivel mantiene el nivel
del agua. El petróleo es desnatado por el vertedero. El nivelde
petróleo corriente a!a*o del vertedero es controlado por un
controlador de nivel #ue opera la v(lvula de descarga de
petróleo.
El agua producida fluye de una !o#uilla en el recipiente
localizado corriente arri!a del vertedero de petróleo. ?n
controlador de nivel de interfaz siente la altura de la interfaz
de petróleo > agua. El controlador activa la v(lvula dedescarga
de agua, permitiendo #ue la cantidad correcta de agua salga del
recipiente para #ue la interfaz de petróleo > agua
se mantenga en la altura dise)ada. El gas fluye +orizontalmente
por el recipiente y sale por el e"tractor de ne!lina a una
v(lvula de control de presión #ue mantiene constante la presión
del recipiente. El nivel de la interfaz de petróleo >
agua puede variar desde la mitad de su di(metro +asta el
setenta y cinco por ciento de su di(metro, dependiendo de la
importancia relativa de la separación de l#uidos > gas. La
configuración m(s com-n es a la mitad y esto se utiliza para
lasecuaciones de dise)o en esta sección.
?na configuración alternativa 0ig. 14, el dise)o de 5!alde y
vertedero6, elimina la necesidad de un controlador de interfazde
l#uidos. El petróleo y el agua fluyen por encima de los vertederos
donde un flotador simple de desplazamiento
controla el nivel. El petróleo se derrama por encima del
vertedero de petróleo y a un !alde donde su nivel es controlado
por un controlador de nivel #ue opera la v(lvula de
descarga de petróleo. El agua fluye por de!a*o del !alde de
petróleo yluego por encima de un vertedero de agua. El nivel
corriente a!a*o de este vertedero es controlado por un controlador
de
nivel #ue opera la v(lvula de descarga de agua.
La altura del vertedero de petróleo controla el nivel de l#uido
en el recipiente. La diferencia en la altura de los vertederos
de petróleo y de agua controla el grosor de la almo+adilla de
petróleo de!ido a diferencias en gravedad especfica. Es
crtico para la operación del recipiente #ue la altura del
vertedero de agua #uede suficientemente por de!a*o de la alturadel
vertedero de petróleo para #ue el grosor de la almo+adilla de
petróleo provea suficiente tiempo de retención del
petróleo. Si el vertedero de agua est( muy !a*o y la
diferencia en gravedad especfica no es tanto como lo anticipado,
laalmo+adilla de petróleo podra crecer en grosor +asta #ue el
petróleo es llevado por de!a*o del colector de petróleo y sale
por la salida del agua. 7ormalmente, uno de los
vertederos, el del agua o el del petróleo, es a*usta!le para #ue
los
cam!ios en las gravedades especficas del petróleo > agua o en
las tasas de flu*o puedan ser acomodados.
El control de interfaces tiene la venta*a de ser f(cilmente
a*usta!le para mane*ar cam!ios no anticipados en las gravedades
especficas del petróleo o el agua o en las tasas de flu*o. Sin
em!argo, en aplicaciones con petróleo pesado o donde seanticipan
grandes cantidades de emulsión o parafina, puede ser difcil sentir
la interfaz. En dic+os casos, se recomienda el
control con !alde y vertedero.
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Fi'ura 0Inlet diverter ; desviador de ingreso
Inlet ; ingreso@ravity settling section ; sección de
asentamiento de gravedad
%il A emulsion ; petróleo y emulsión
$ater ; agua
Pressure control valve ; v(lvula de control de presión
@as out ; salida de gas$ater out ; salida de agua
%il out ; salida de petróleo
Level control valves ; v(lvulas de control de nivel
Fi'$ 0 ) Con6i'uraci*n 9+ica de un %e+arador 8ori-onal de re%
6a%e%$ El conrol del ni4el de la iner6a- &aniene el ni4el
dela'ua: el 4eredero &aniene el ni4el del +er*leo$ Lo%
reci+iene% +ueden %er e;ui+ado% con c8orro% de arena %i la
+roducci*n dearena e% un +ro,le&a$ Lo% c8orro% %on di%e
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La figura C muestra los m'todos de control frecuentemente
utilizados en separadores verticales. El primero esestrictamente
control de nivel. ?n flotador de desplazamiento normal es utilizado
para controlar la interfaz de gas 9
petróleo y regular una v(lvula de control #ue descarga
petróleo de la sección de petróleo. Se utiliza un flotador de
interfaz
para controlar la interfaz de petróleo > agua y regular
una v(lvula de control en la salida de agua. &e!ido a #ue no
seutiliza ning-n deflector o vertedero interno, este sistema es el
m(s f(cil de fa!ricar y mane*a la producción de arenas y
sólidos me*or #ue cual#uier otro.
El segundo m'todo demostrado utiliza un vertedero para controlar
el nivel de la interfaz de gas 9 petróleo en una posiciónconstante.
Esto resulta en una me*or separación de petróleo > agua de!ido a
#ue todo el petróleo de!e su!ir +asta la altura
del vertedero de petróleo antes de salir del recipiente. Las
desventa*as son #ue la !ande*a de petróleo ocupa volumen en
elrecipiente y su fa!ricación cuesta. El sedimento y los sólidos
pueden recolectarse en la !ande*a de petróleo y pueden
ser
difciles de drenar, y un cierre de !a*o nivel separado puede ser
necesario para asegurar #ue la v(lvula de descarga de petróleo
siempre a!ra.
El tercer m'todo utiliza dos vertederos, eliminando la necesidad
de un flotador de interfaz. El nivel de la interfaz escontrolado
por la altura del vertedero de agua e"terno con relación al
vertedero de petróleo o la altura de salida. Esto es
similar al dise)o de !alde y vertedero de los separadores
+orizontales. La venta*a de este sistema es #ue elimina el
control
del nivel de la interfaz. La desventa*a es #ue pueden e"istir
razones no relacionadas al proceso para seleccionar unrecipiente
vertical para una aplicación especfica.
Ele&eno% inerno% del reci+iene.
Se descri!ió la mayora de los elementos internos del recipiente
en el artculo del mes pasado so!re la separación de dosfases.
&os elementos internos comunes #ue no discutimos previamente
son las placas de fundición y los m'todos para laremoción de
sólidos o arena.
:arios dise)os de fundidores de placa o de tu!era ayudan con la
fundición de gotas de petróleo en el agua y de agua en el
petróleo. Prue!as recientes #ue utilizan placas Performa"
de DE 7atco indican #ue algunos a+orros son posi!les en el
tama)o del recipiente.
&e!ido a la potencial de #ue se tape, se recomienda #ue los
fundidores sean utilizados para e"tender las capacidades de
los separadores de tres fases e"istentes o cuando e"isten
limitaciones severas de espacio.
La arena y los sólidos pueden acumularse en el fondo de los
separadores. Si se permite #ue se acumulen, estas
acumulaciones pertur!an la operación del separador al ocupar
volumen en el recipiente. @eneralmente, los sólidos seasientan en
el fondo y se empacan firmemente.
?n fondo en forma de cono 0#ue algunas veces es provisto con los
c+orros de arena4 puede ser utilizado para ayudar a #uelos sólidos
pasen por medio de los recipientes verticales. El cono normalmente
est( en un (ngulo al +orizontal entre BC y
F3. ual#uier arena producida puede tener la tendencia de pegarse
al acero en BC. Si se instala un cono, puede
formar parte de las paredes de contención de presión del
recipiente, o por razones estructurales, puede ser instalado en el
interior
del cilindro del recipiente. En dic+o caso, una lnea igualadora
de gas de ser instalada para asegurar #ue la presión del
vapor atr(s del cono siempre est' e#uili!rada con la del espacio
de vapor.
Para remover los sólidos de cual#uier recipiente provisto con
c+orros de arena empotrados, se a!ren desagGes de arena de
una manera controlada y se !om!ea un fluido de alta presión
0generalmente el agua producido4 por medio de los c+orros para
agitar los sólidos y los limpian por inundación. Los c+orros
generalmente son dise)ados con una velocidad de punta
de c+orro de 2 fps y se apunta para cu!rir !ien el fondo del
recipiente. Para prevenir #ue la arena en el fondo tape los
desagGes, se utilizan !ande*as o fosas de arena para cu!rir las
salidas. Estas son fosas invertidas con aperturas ranuradasen los
costados.
Fi'ura ?Pressure control valve ; v(lvula de control de
presión@as out ; salida de gasMist e"tractor ; e"tractor de
ne!lina
%il out ; salida de petróleo
Level control valves ; v(lvulas de control de nivel
$ater out ; salida de agua
$ater ; aguaSpreader ; viga de separación
&o=ncomer ; do=ncomer
Inlet ; ingreso
Inlet diverter ; desviador de ingreso
B
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Fi'$ ? ) La con6i'uraci*n 9+ica de un %e+arador 4erical de re%
6a%e%$ El reci+iene +uede e%ar e;ui+ado con un6ondo en 6or&a de
cono = @ o c8orro% de arena %i la +roducci*n de arena e% un
+ro,le&a$
Fi'ura %il ; petróleo
$ater ; agua%il out ; salida de petróleo
$ater out ; salida de agua%il =eir ; vertedero de petróleo
@as e#ualizing line ; lnea igualadora de gas
Interface level control ; control de nivel de interfaz
Interface level control =it+ oil c+am!er ; idem, con c(mara de
petróleo
$ater leg =it+ or =it+out oil c+am!er ; placa de agua con o sin
c(mara de petróleo
Fi'$ ) C*&o %e conrolan lo% ni4ele% de l9;uido% en
reci+iene% de re% 6a%e%$
C
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Fi'$ B ) C*&o deer&inar la coe6iciene uili-ado +ara
calcular el di5&ero &5i&o del %e+arador ;ue
+er&iir5;ue 'oa% de a'ua de 11 &icra% %e a%ienen = %al'an
de la al&o8adilla de +er*leo$
PROLEMAS CON LA OPERACIÓN
Los siguientes pro!lemas potenciales de operación pueden
aplicarse de igual manera a los separadores de dos fases.
Per*leo crudo con e%+u&a.
La causa principal de la espuma son las impurezas 0aparte del
agua4 en el petróleo crudo #ue no pueden ser removidas de
una manera pr(ctica antes #ue la corriente llegue al separador.
La espuma no presenta ning-n pro!lema dentro de unseparador si el
dise)o interno asegura el tiempo adecuado o suficiente superficie
de fundición para #ue la espuma se
rompa.
La espuma en un recipiente separador es un pro!lema en tres
partes
• El control mec(nico del nivel del l#uido es agravado por#ue
cual#uier dispositivo de control de!e mane*ar
esencialmente a tres fases de l#uido en vez de dos.
• La espuma tienen una relación de volumen a peso muy grande.
Por lo tanto, ocupa muc+o del espacio delrecipiente, #ue de otra
forma estara disponi!le en las secciones de recolección de l#uidos
o de asentamiento de
gravedad.
• En un !anco de espuma descontrolado, es imposi!le remover el
gas separado o el petróleo degasificado del
recipiente sin arrastrar a parte del material espumoso en las
salidas de l#uido o de gas.
Se puede comparar las tendencias de formación de espuma de una
petróleo conocido con uno nuevo, so!re cual no e"iste
ninguna información operativa, con un comparador de espuma. Los
resultados proveen una comparación del pro!lemarelativo de espuma
#ue se puede anticipar del petróleo nuevo contra el petróleo
conocido. Entonces se puede +acer un
a*uste relacionado en los par(metros del dise)o en comparación a
los #ue se conocen ser satisfactorios para el caso
conocido.
La cantidad de espuma formada depende de la cada en presión a
cual el l#uido de ingreso es su*etado, y a las
caractersticas del l#uido en condiciones del separador.
&e!ido a #ue los comparadores de espuma operan en la
presión
atmosf'rica, no pueden tomar esto en cuenta.
En algunos casos, el efecto de la temperatura puede ser
espectacular, un factor #ue frecuentemente es omitido durante
eldise)o para condiciones de espuma. La influencia de este efecto
puede ser evaluada con el uso de un comparador de
espuma.
&epresivos de espuma frecuentemente pueden incrementar la
capacidad de un separador. Sin em!argo, al seleccionar el
tama)o de un separador para mane*ar un petróleo crudo en
particular, no se de!e presumir #ue se utilizar( un
depresivo por#ue las caractersticas del crudo y de la espuma
pueden cam!iar durante la vida de cual#uier campo. Jdem(s, el
costo
de los depresivos de espuma Kp(gina 2, fila /, columna /,
cortado en documento original y se de!e proveer una KNO 9
cortado en original en el separador para mane*ar la producción
anticipada sin el uso de un depresivo o in+i!idor de
F
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espuma. ?na vez #ue est' operando, el uso de un depresivo de
espuma puede #ue proveer m(s rendimiento total #ue lacapacidad de
dise)o.
Para6ina.
La operación del separador puede ser adversamente afectado por
la acumulación de parafina. Las placas de fundición en
la sección de l#uidos y los e"tractores de ne!lina de las
almo+adillas de malla en la sección de gas son particularmente
propensas a taparse con parafina. Si la parafina es in
pro!lema real o potencial, se de!e tomar en consideración el uso
deun e"tractor de ne!lina de placa o centrfugo. Se de!e proveer
man=ays, registros de mano y !o#uillas para permitir el
uso de vapor, solventes u otros elementos de limpieza de los
elementos internos del separador.
La arena puede ser un pro!lema en los separadores por#ue
corta la guarnición de las v(lvulas, tapa los elementos internosdel
separador, y se acumula en el fondo de los recipientes. ?na
guarnición dura especial puede minimizar los efectos de la
arena en las v(lvulas. Las acumulaciones pueden ser aliviadas
con el uso de fondos en forma de cono 0para recipientes
verticales4, c+orros de arena y desagGes, como anteriormente
discutimos.
&urante el dise)o se de!e tomar en consideración #ue los
elementos internos se pueden tapar. ?n dise)o #ue provee
!uena separación y un mnimo de trampas para la acumulación
de arena puede ser difcil de o!tener. ?n dise)o #ue provee el
me*or mecanismo para la separación de las fases de gas, petróleo y
agua pro!a!lemente tam!i'n proveer( (reas
para la acumulación de arena. ?n e#uili!rio pr(ctico de
estos factores es la me*or solución.
La% e&ul%ione% pueden ser un pro!lema en particular. J
lo largo del tiempo los materiales emulsificados y > u otras
impurezas generalmente se acumulan en la interfaz de agua >
petróleo. Jdem(s de afectar adversamente el control delnivel de
l#uidos, esto tam!i'n disminuye el tiempo de retención efectivo de
petróleo o agua en el separador, y resulta enla reducción de la
eficiencia de separación de agua > petróleo. La adición de
#umicos y > o calor puede minimizar esta
dificultad. recuentemente, es posi!le !a*ar aprecia!lemente el
tiempo de asentamiento necesario para la separación deagua >
petróleo con una aplicación de calor en la sección de l#uidos del
separador o con la adición de #umicos antiD
emulsificantes.
Ece%o% = %o+lo% son pro!lemas muy comunes de la operación. El
e"ceso #ue ocurre cuando un l#uido li!re se escapa enla fase de
gas, puede indicar un nivel alto de l#uido, da)os a los elementos
internos del recipiente, espuma, un dise)o
inapropiado, salidas de l#uido tapadas, o #ue se +a e"cedido la
capacidad de dise)o del recipiente. El soplo, #ue ocurrecuando un
gas li!re se escapa en la fase l#uida, puede indicar un !a*o nivel
de l#uido, una vórtice, o la falta de controlar
el nivel.
TEORA
Se+araci*n de 'a%.
Los conceptos y las ecuaciones para la separación de dos fases,
descritos en el artculo del mes anterior, son igualmentev(lidos
para la separación de tres fases.
A%ena&ieno de a'ua @ +er*leo.
El flu*o alrededor de las gotas de petróleo #ue se asientan en
el agua o las gotas de agua en el petróleo es laminar, seg-n
rige la ley de Sto8es. La velocidad terminal de la gota es
:t ; K/,Q " /3DF0∆S@4dm
2>µc 0/4
&onde
:t ; :elocidad, fps∆S@ ; &iferencia en gravedad
especfica relativo al agua entre las fases de agua y petróleo
dm ; ama)o de la gota, micras
µc ; :iscosidad de la fase continua, cp
Ta&a
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criterios, la emulsión a ser tratada por el e#uipo corriente
a!a*o de!er( contener menos del C< al /3< de agua sin
un programa de tratamiento #umico e"cesivo.
Ta&a
