Facultad de Ciencias de La Ingenieria de Petroleo

8/20/2019 Facultad de Ciencias de La Ingenieria de Petroleo

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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA DE PETRÓLEOS

TRABAJO PROFESIONAL PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE:

TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

TEMA

IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE CONTROL CONTECNOLOGÍA DE PUNTA A UN SEPARADOR DE PRUEBAEN LA ESTACIÓN LAGO AGRIO DE PETROPRODUCCIÓN

POR: SEGUNDO EFRAÍN MONTEROS MENA

DIRECTOR: ING. PATRICIO JARAMILLO

QUITO – ECUADOR

AGOSTO - 2008


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II

DECLARATORIA

Yo, Segundo Efraín Monteros Mena, declaro bajo juramento que el trabajo

realizado es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún

grado o calificación profesional y he consultado las referencias bibliográficas que

se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectualcorrespondientes a este trabajo a la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA

EQUINOCCIAL, según lo establecido por la Ley de propiedad intelectual, por su

reglamento y la normativa institucional vigente.

_______________________

Segundo Efraín Monteros M.


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III

DEDICATORIA

Esta carrera la dedico principalmente a

mi esposa y a mis hijos por el apoyo y

comprensión brindados durante todo

este tiempo.

El desarrollo profesional requiere de

muchos sacrificios familiares y

personales como también de las

personas que lo rodean, por cuanto el

éxito no siempre es personal.

Mi título también está dedicado a esas

personas especiales que compartieron

junto a mí de esos momentos para la

obtención de éste título.

Segundo Efraín Monteros Mena


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IV

AGRADECIMIENTO

A Dios quien es el creador y hacedor

de todo cuanto existe, a mi padre que

desde el cielo está conmigo, quién no

pudo presenciar esta meta, a mi madre

quien ha sabido transmitir los valores

éticos y morales, a mis familiares y

amigos que me han apoyado

incondicionalmente en el transcurso de

esta carrera.

A mis compañeros de trabajo que con

su voz de aliento no han dejado que

renuncie y concluya esta etapa de mi

vida.

Efraín Monteros Mena


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V

CERTIFICACIÓN TUTOR

Certifico que el presente Trabajo profesional ha sido elaborado por el señor

Segundo Efraín Monteros Mena, en todo su contenido y bajo mi dirección.

TUTOR,

ING. PATRICIO JARAMILLO


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VI

CERTIFICACIÓN DECANO

Certifico que el presente Trabajo profesional ha sido elaborado por el señorSegundo Efraín Monteros Mena, en todo su contenido.

____________________________

DECANO DE LA FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL


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VII

ÍNDICE DE CONTENIDOS

Declaratoria .............................................................................................................. II

Dedicatoria .............................................................................................................. III

Agradecimiento ....................................................................................................... IV

Certificación tutor ..................................................................................................... V

Certificación decano ................................................................................................ VI

Índice de tablas .................................................................................................... XIV

Índice de figuras .................................................................................................... XV

Resumen .................................................................................................................. 1

Abstract .................................................................................................................... 3

CAPÍTULO I .......................................................................................... 5

1.1

Planteamiento del problema .......................................................................... 5

1.2 Justificación. .................................................................................................. 5

1.3

Fundamentos. ................................................................................................ 7

1.4 Objetivos ........................................................................................................ 7

1.4.1

Objetivo General. ........................................................................................... 7

1.4.2

Objetivos Científicos Tecnológicos ............................................................... 8

1.4.2.1 Objetivos Específicos. ............................................................................... 8

1.5 Metodología de Investigación. ....................................................................... 8


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VIII

1.5.1

Diseño de la Investigación ............................................................................. 8

1.5.2 Métodos de Investigación .............................................................................. 9

1.5.3

Técnicas de Investigación ............................................................................. 9

CAPÍTULO 2 ....................................................................................... 11

MARCO REFERENCIAL ........................................................................................ 11

2.1

Estación de producción tipo. ....................................................................... 11

2.1.1

Distribución de los equipos o Facilidades de Producción. ........................... 11

2.1.2

Múltiples. ....................................................................................................... 14

2.1.3 Separadores. ................................................................................................ 14

2.1.4

Separador vertical (Bota de Gas). ................................................................ 15

2.1.5

Tanques. ....................................................................................................... 16

2.1.5.1 Tanque de lavado. ...................................................................................... 17

2.1.5.2

Tanque de surgencia o reposo. ................................................................ 17

2.2 Localización de la Estación. ........................................................................ 18

2.3

B ................................................................................................................... 19

2.3.1 Bombas centrífugas. ..................................................................................... 19

2.3.2

Bombas reciprocantes. ................................................................................. 20

2.4. Equipos de superficie asociados. ................................................................ 21

2.4.1 Generadores. ................................................................................................ 21

2.4.2

Compresores. ............................................................................................... 23


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IX

2.4.3

Sistemas contra incendios. ........................................................................... 24

CAPÍTULO 3 ....................................................................................... 26

DESCRIPCIÓN Y CLASIFICACIÓN DEL EQUIPO DE SEPARACIÓN ................ 26

3.1 Equipos de separación ................................................................................ 26

3.2

Descripción de un separador ...................................................................... 27

3.3

Clasificación de los separadores ................................................................. 30

3.3.1

Separadores convencionales ...................................................................... 30

3.3.2

Separadores de dos fases ........................................................................... 35

3.3.3 Separadores de tres fases .......................................................................... 35

3.3.3.1

Separadores horizontales ........................................................................ 37

3.3.3.2

Separadores Verticales ........................................................................... 40

3.4

Aplicaciones del separador horizontal y vertical ......................................... 43

3.4.1

Separador Horizontal ................................................................................... 43

3.4.2 Separador Vertical ....................................................................................... 43

3.5

Partes internas del separador. .................................................................... 44

CAPÍTULO 4 ....................................................................................... 49

FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE MEZCLAS GAS – LÍQUIDO ........... 49

4.1

Mecanismos de separación. ........................................................................ 49

4.1.1

Separación por gravedad. ........................................................................... 49

4.1.2 Separación por fuerza centrífuga. ............................................................... 50


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X

4.1.3

Separación por choque. .............................................................................. 51

4.2 Factores que afectan la eficiencia de separación de gas y líquido. ........... 51

4.2.1

Tamaño de las partículas del líquido. .......................................................... 51

4.2.2

Distribución de las partículas de líquido y el volumen que entra al

separador. .................................................................................................... 52

4.2.3

Velocidad del gas. ....................................................................................... 53

4.2.4 Presión de separación. ................................................................................ 54

4.2.5 Temperatura de separación. ....................................................................... 54

4.2.6 Densidad del líquido y gas. ......................................................................... 56

4.2.7

Viscosidad del gas. ...................................................................................... 56

CAPÍTULO 5 ....................................................................................... 57

FUNCIONAMIENTO ACTUAL DEL SEPARADOR BIFÁSICO DE PRUEBA GAS –

LÍQUIDO ................................................................................................................. 57

5.1

Instrumentos para medición de nivel. .......................................................... 57

5.2

Instrumentos para medición de flujo de gas. .............................................. 58

5.3

Instrumento para medición de flujo de líquido. ........................................... 59

5.4

Descripción del sistema de control. ............................................................. 59

CAPÍTULO 6 ....................................................................................... 63

INSTRUMENTACIÓN PROPUESTA PARA UN SEPARADOR TRIFÁSICO DE

GAS – LÍQUIDO ..................................................................................................... 63

6.1

Instrumentos para medición de nivel. .......................................................... 64


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XI

6.1.1

Selección de transmisores de nivel. ............................................................ 64

6.1.2 Selección de interruptores de nivel. ............................................................ 66

6.1.3

Selección de indicadores de nivel. .............................................................. 68

6.2 Instrumentos para medición de presión y temperatura. .............................. 68

6.2.1

Selección de transmisor de presión. .......................................................... 68

6.2.2

Selección de transmisores de temperatura. ............................................... 70

6.2.3

Selección de indicadores de presión. .......................................................... 72

6.2.4

Selección de indicadores de temperatura. .................................................. 73

6.3 válvulas para control automático. ................................................................ 74

6.3.1

Procedimientos para selección de válvulas de control. .............................. 75

6.3.2

Selección de Válvula para control de ingreso de producto. ........................ 76

6.3.3 Selección de Válvula para control de presión de gas. ................................ 78

6.3.4 Selección de Válvula para control de salida de crudo. ............................... 78

6.3.5 Selección de Válvula para control de salida de agua. ................................ 79

6.4

Instrumentos para medición de flujo. .......................................................... 79

6.4.1 Selección de medidor de flujo de gas. ........................................................ 79

6.4.2 Selección de medidor de flujo de agua. ...................................................... 81

6.4.3 Selección de medidor de flujo de crudo. ..................................................... 83

6.5

Medidor de corte de agua. ........................................................................... 83

6.6 Controlador del proceso .............................................................................. 86


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XII

6.6.1

Normas Aplicables para selección. ............................................................. 86

6.6.2 Dimensionamiento del controlador. ............................................................. 87

CAPÍTULO 7 ....................................................................................... 90

CALIBRACIÓN DE INSTRUMENTOS ................................................................... 90

7.1

Documentación de los sistemas de medición y su calibración ................... 90

7.1.1

Registro de los Instrumentos ....................................................................... 90

7.1.2

El contenido mínimo de un Certificado de Calibración debe ser: ............... 91

7.1.3

Recolección de datos .................................................................................. 91

7.2 Normas ISO 17025 e ISO 9001 .................................................................. 92

7.2.1

Características y requerimientos ISO 9001: ............................................... 92

7.2.2

Las aportaciones de ISO 17025 y que la diferencian de ISO 9001

son: .............................................................................................................. 93

7.3

Procedimiento de calibración de transmisores de nivel. ............................. 94

7.4 Procedimiento de calibración de transmisores de presión. ........................ 95

7.5 Procedimiento de calibración de transmisores de temperatura. ................. 96

7.6

Procedimiento de calibración de válvulas de control. ................................. 98

7.7

Procedimiento de calibración de transmisores de flujo. ............................ 100

7.7.1 Transmisor de flujo para líquidos. ............................................................. 100

7.7.2

Transmisor de flujo para gas. .................................................................... 101


13/204

XIII

CAPÍTULO 8 ..................................................................................... 103

IMPLEMENTACIÓN DE LA LÓGICA DEL SISTEMA DE CONTROL. ................ 103

8.1

Descripción general del sistema de control. ............................................. 103

8.2 Variables de entrada. ................................................................................ 106

8.3

Variables de salida. ................................................................................... 107

8.4

Programación del controlador. .................................................................. 107

8.5

Procedimiento de puesta en servicio. ....................................................... 108

8.6

Procedimiento de parada. ......................................................................... 109

8.7 Comentarios. ............................................................................................. 110

CAPÍTULO 9 ..................................................................................... 112

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. ...................................................... 112

9.1

Conclusiones. ............................................................................................ 112

9.2 Recomendaciones. .................................................................................... 113

Glosario de Términos y Abreviaturas ................................................................... 120

Bibliografía............................................................................................................ 124


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XIV

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 6.1.- Datos del proceso …………………………………………………………63

Tabla 6.2.- Rangos de temperatura a métodos más comunes de medición…….71

Tabla 8.1.- Tipos de señal de las variables de entrada……………………………106

Tabla 8.2.- Tipos de señal de las variables de salida……………………………...107


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16/204

XVI

Figura 3.6: Separador horizontal con vertedero .................................................... 39

Figura 3.7: Separador trifásico horizontal con depósito de petróleo ..................... 40

Figura 3.8: Separador trifásico vertical .................................................................. 42

Figura 3.9: Métodos de control de nivel en separadores trifásicos verticales ....... 43

Figura 3.10: Desviador de flujo .............................................................................. 44

Figura 3.11: Entrada ciclónica ................................................................................ 45

Figura 3.12: Rompeolas con bafle perforado ......................................................... 46

Figura 3.13: Rompedor de niebla ........................................................................... 46

Figura 3.14: Rompedor de turbulencia .................................................................. 47

Figura 3.15: Extractor de niebla ............................................................................. 48

Figura 5.1: Visor de Nivel de líquido ...................................................................... 57

Figura 5.2: Computador de flujo modelo ECR. ...................................................... 58

Figura 5.3: Medidor de Turbina .............................................................................. 59

Figura 5.4: Válvula de Resorte. .............................................................................. 61

Figura 6.1: Principio del medidor capacitivo .......................................................... 64

Figura. 6.2: Transmisor de nivel tipo capacitivo ..................................................... 65

Figura. 6.3: Switch de nivel tipo ultrasónico ........................................................... 67


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XVII

Figura. 6.4: Interruptor de nivel tipo capacitivo ...................................................... 67

Figura. 6.5: Visor de nivel de vidrio ........................................................................ 68

Figura. 6.6: Transmisor de presión con sello ......................................................... 70

Figura. 6.7: Transmisor de temperatura ................................................................ 72

Figura. 6.8: Indicador de Presión de tubo Bourdon ............................................... 73

Figura. 6.9: Indicador de Temperatura .................................................................. 74

Figura. 6.10: Válvula de Control Neumática .......................................................... 75

Figura 6.11: Válvula de Control Neumática de Tres Vías ...................................... 77

Figura. 6.12: Medidor de Flujo Tipo Cono ............................................................. 81

Figura. 6.13: Medidor de flujo tipo turbina – corte ................................................. 82

Figura. 6.14: Medidor de Flujo Tipo Turbina .......................................................... 83

Figura 6.14: Medidor de Corte de Agua ................................................................. 85

Figura 6.15: Computador de Flujo Scanner 1131C ............................................... 89

Figura. 7.1: Transmisor de Nivel en Calibración .................................................... 95

Figura. 7.2: Transmisor de Presión en Calibración ............................................... 96

Figura. 7.3: Calibrador de temperatura portátil ...................................................... 98

Figura. 6.4: Banco de Pruebas de Válvulas de control .......................................... 99


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XVIII

Figura 7.5: Transmisor de Flujo en Calibración ................................................... 101

Figura 7.6: Transmisor de Flujo de Gas .............................................................. 102

Figura 8.1: Pantalla Scanner 1131 ....................................................................... 105


19/204

XIX

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo No. 1 - Plano P&ID instrumentación separador...………………………...116

Anexo No. 2 – Hojas de datos Instrumentos..………………………………..…....117

Anexo No. 3 – Costos de los equipos para implementación…………….. ……..118

Anexo No. 4 – Catálogos de los equipos sugeridos………………………..……..119


20/204

1

RESUMEN

El presente trabajo de investigación se refiere al diseño de un modelo básico

para ser aplicado al separador trifásico y en combinación con otros dispositivos

de campo (equipos e instrumentos) realizarán un control adecuado dentro de

los parámetros más aceptables en el proceso de tratamiento de producción de

crudo proveniente de los pozos hasta la Estación Central de Lago Agrio de

Petroproducción.

Este trabajo de investigación esta dividido en 9 Capítulos. En el Capitulo 2, se

hace una breve descripción de la ubicación del Campo Lago Agrio y de los

equipos e instrumentos utilizados en el proceso de explotación del petróleo, se

incluye información sobre la distribución de los equipos y facilidades de

producción, así como de manifolds, separadores y tanques de tratamiento de

fluidos, etc.

El capitulo 3, se refiere a la descripción de los distintos tipos y sistemas de

separación de crudo, así como también de los principales componentes para su

funcionamiento.

En el capitulo 4 se hace referencia a los mecanismos que se utilizan en la

separación y a los factores que afectan la eficiencia de la separación como son:

velocidad del gas, presión, temperatura, densidad y viscosidad.

Luego de la identificación y recopilación de datos, en el capitulo 5 encontramos

información sobre los equipos instalados y en funcionamiento del separador y


21/204

2

de los instrumentos que realizan el control del proceso, como medidores de

nivel, medidores de flujo de gas, medidores de flujo de liquido, etc.

Los Capítulos 6, 7 y 8, contienen la parte principal de este trabajo de

investigación, en ellos se centra la descripción e identificación de los

instrumentos que intervendrán en la funcionalidad del equipo de separación,

tomando como base las normativas existentes en el país y a nivel

internacional, además se describen los procedimientos para ajuste de los

instrumentos en campo y así obtener mediciones lo más cercanas a lo real de

tal manera que nos permita seleccionar dichos equipos e instrumentos.

En la parte final del trabajo de investigación se señalan algunas conclusiones y

recomendaciones con el fin de cumplir con el objetivo propuesto y orientar al

mejoramiento del sistema de control actual del separador de prueba y concluir

señalando sobre la importancia de la aplicación del sistema planteado y

desarrollo en otros campos de Petroproducción.


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3

ABSTRACT

The present work of investigation talks about the design of a basic model to be

applied to the three-phase separator and in combination with other devices of

field (equipment and instruments) they will carry out a control adapted within the

most acceptable parameters in the process of treatment of crude production of

originating of wells until the Central station of Bitter Lake of Petroproducción.

This work of divide investigation this in 9 Chapters. In Chapter 2, a brief

description becomes of the location of the Field Bitter Lake and of the

equipment and instruments used in the process of operation of petroleum, it

includes information on the distribution of the equipment and facilities of

production, as well as of manifolds, separators and tanks of treatment of fluids,

etc.

The chapter 3, talks about the description of the different types and systems of

separation from crude, as well as of the main components for its operation.

In chapter 4 reference to the mechanisms that are used in the separation and to

the factors becomes that as: affect the efficiency of the separation speed of the

gas, pressure, temperature, density and viscosity.

After the identification and data summary, in chapter 5 we found information on

the installed equipment and in operation of the separator and of the instrumentsthat carry out the control of the process, like measurers of level, measurers of

gas flow, measurers of liquid flow, etc.


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4

The chapters 6, 7 and 8, contain the main part of this work of investigation, in

them it concentrates the description and identification of the instruments that will

take part in the functionality of the separation equipment, taking as it bases the

existing norms on the country and to international level, in addition describe the

procedures for adjustment of the instruments in field and thus to obtain the

measurements nearest the real thing in such a way that it allows to select to

these equipment and instruments us.

In the final part of the work of investigation to some conclusions and

recommendations are indicated with the purpose of to fulfill the proposed

objective and to orient to the improvement of the present control system of the

test separator and to conclude indicating on the importance of the application of

the raised system and development in other fields of Petroproducción.


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5

CAPÍTULO I

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Tomando en cuenta la importancia en la medida de los volúmenes de

producción de crudo que Petroproducción extrae a la superficie en cada una de

sus estaciones es de carácter imprescindible la utilización de métodos óptimos

para la evaluación y contabilización de los flujos obtenidos para un registro

adecuado y lo más exacto posible; ésta exactitud depende principalmente de

los instrumentos que se utilizan en el proceso de medición de flujos y que

combinados con otros factores externos como son la presión y la temperatura

de los fluidos que afectan en sus propiedades físicas como son la densidad y

viscosidad, se obtienen valores irreales o datos falsos.

La combinación de los instrumentos debe tener la capacidad de integrar estas

variables y calcular los volúmenes netos ajustados de acuerdo a normas

internacionales como API que es la que rige en nuestro país.

1.2 JUSTIFICACIÓN.

Dado que en el sector hidrocarburífero no existe un modelo confiable para

medir la producción real de los pozos petrolíferos y que en la mayoría de

compañías explotadoras de este recurso no cuentan con dicha herramienta, los

modelos que utilizan son variados de acuerdo a métodos tradicionales y

antiguos.


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6

Para ello este trabajo abordará la definición de un modelo que permita

determinar la producción real de crudo de cada uno de los pozos productores

mediante la automatización de un separador trifásico de prueba, en el cual se

utilizarán equipos de última generación y que se encuentren enmarcados bajo

Normas internacionales como son: API, AGA, ASME, ISO 9001, CSA, UL, FM,

NEMA.

Esta problemática se tolera cotidianamente en las empresas de producción que

necesitan determinar los fluidos que producen con pocos datos. Es decir, el

desarrollo de este modelo implica que ante la necesidad del cliente, solo se

cuenta con una o dos reuniones para tomar conocimiento y comprender la

problemática.

A partir de los datos obtenidos en las primeras reuniones con personal de

operación de Petroprodución, la empresa debe lograr datos lo más preciso

posible para cumplir con dos premisas básicas para la implementación del

modelo:

Lograr un compromiso de que los datos obtenidos son reales y que pueda

cumplirse y no generar falsas expectativas

Contar con la precisión de los datos obtenidos de cada instrumento que

evite desvíos.

Es real que para determinar los datos no es solo una aproximación, pero

justamente la idea es identificar los mecanismos suficientes para que dichos

datos resulte lo menos distante posible de la realidad.


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7

1.3 FUNDAMENTOS.

Para ello se propone en este trabajo identificar los elementos faltantes como

los productos de trabajo, definirlos y aplicarlos en un proyecto de hardware y

software determinado. Dicho proyecto será la implementación y aplicación de

un software específico denominado Scan Win y Scan Flash. Este software es

una aplicación que permitirá a la industria realizar un control preciso de la

producción de crudo.

Dicho software es desarrollado por Cameron Measurement Systems, de esta

forma podrá demostrarse la efectividad de esta herramienta, es decir, existirá

en principio un elemento fehaciente para validar el resultado del presente

trabajo. Es muy probable además que durante la investigación se sumen

nuevos proyectos de desarrollo que serán llevados adelante bajo estas

metodologías, reforzando y ajustando los datos obtenidos durante la

investigación.

1.4 OBJETIVOS

1.4.1 Objetivo General.

Diseñar un modelo básico “Implementación de un sistema de control con

tecnología de punta a un separador de prueba” para ser aplicado al separador

trifásico, definiendo la utilización de equipos e instrumentos que constituyenherramientas de última generación para su implementación.


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8

1.4.2 OBJETIVOS CIENTÍFICOS TECNOLÓGICOS

1.4.2.1 Objetivos Específicos.

1. Analizar y comprender el funcionamiento del separador trifásico.

2. Estudiar los principales métodos de separación de los fluidos

provenientes del pozo.

3. Definir un modelo preliminar para el equipo seleccionado.

4. Identificar los elementos faltantes en el separador para su total control.

5. Seleccionar y dimensionar los elementos faltantes.

6. Aplicar el modelo en el/los proyecto/s de desarrollo establecido/s para las

pruebas pertinentes.

7. Obtener las mediciones que darán sustento a la validación de lo realizado

en el punto 3.

8. Ajustar o calibrar los elementos basados en los resultados de/los

instrumentos patrón.

9. Validar el método resultante con personal técnico que tengan amplia

experiencia en operación del separador.

10. Ajustar nuevamente el modelo a partir de los datos obtenidos en las

reuniones con personal técnico del punto 9.

1.5 METODOLOGÍA DE INVESTIGACIÓN.

1.5.1 Diseño de la Investigación

El diseño de la investigación se realizó a partir de los objetivos que se

plantearon al inicio del proyecto y que han quedado recogidos anteriormente.


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9

Lo primero que se decidió fue escoger el lugar en que se iba a llevar a cabo la

experiencia. Se seleccionó la estación Central de Lago Agrio por ser una de las

primeras que entraron en funcionamiento y posee equipos de mucha

antigüedad.

Una vez decidido el lugar en el que se llevaría a cabo el proyecto, se determinó

el área sobre la que se iba a trabajar siendo ésta en los separadores. Se

seleccionó la automatización de los mismos para determinar las ventajas de

poseer un sistema totalmente automático frente a un sistema manual, de forma

que se pudieran analizar las diferencias existentes entre ambos métodos.

1.5.2 Métodos de Investigación

Para alcanzar los objetivos propuestos en este trabajo de investigación, se

prevé realizar las siguientes actividades:

Indagatorio.- Se preguntó todos los datos sobre el fenómeno hasta sus

elementos más pequeños

Interpretativo: Se describe y comprende el equipo y su funcionamiento

en su totalidad en todos sus aspectos concretos.

1.5.3 Técnicas de Investigación

Como técnicas de investigación se utilizarán las siguientes:

La observación.- Consiste en un elemento fundamental para tomar

información y registrarla para su posterior análisis la misma que se logró

visitando la estación y revisando el área involucrada.


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10

La Entrevista.- Se utilizó para obtener información de parte del personal

encargado de la operación que es la entendida en la materia motivo de la

investigación.

La Encuesta.- Se empleó para determinar si estaban completamente

satisfechos con los sistemas actuales que poseen y si les gustaría contar

con un sistema novedoso con el cual el nivel de tecnología es más alto.

Revisión de bibliografía sobre los equipos y sistemas de separación de

crudo.

Analizar la documentación recopilada a fin de establecer el procedimiento

apropiado para determinar los equipos e instrumentos necesarios para la

elaboración del trabajo.

Mediante la utilización de estás técnicas se lograron datos importantes para el

desarrollo del presente trabajo,


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11

CAPÍTULO 2

MARCO REFERENCIAL

2.1 ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN TIPO.

El crudo es conducido por la línea de flujo desde el cabezal del pozo hacia una

estación de producción.

Varios pozos perforados que se encuentran cercanos a la estación, son

tratados en diferentes equipos, básicamente se inicia con la etapa de

separación de sus tres fases principales como son: agua, petróleo y gas, cada

uno de ellas se los tratará y procesará en corrientes diferentes para su

aprovechamiento o eliminación. El gas se envía a una planta de procesamiento

o simplemente se lo quema, mientras que el petróleo se somete a un proceso

de eliminación de agua y sedimentos mediante el cual se separa el agua del

petróleo hasta que su concentración baje al 0,5 o el 1,0%, dependiendo de las

condiciones de entrega hasta los tanques a Oleoducto.

2.1.1 Distribuc ión de los equipos o Facilidades de Producción.

Los componentes de una estación de producción están determinados por la

cantidad, presión, tipo y características de hidrocarburo a producir;

básicamente se encuentra en una estación los siguientes equipos:

Múltiple de válvulas (Manifold).

Separadores (dos fases o tres fases).


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12

Separador vertical (Bota de Gas).

Tanques de lavado y surgencia.

Motores-bombas de transferencia.

Conjunto con unidades medidoras de flujo o Lacts.

Tanques de almacenamiento.

Además donde no existe suministro eléctrico a través de la red pública y

dependiendo del tipo de levantamiento artificial del campo encontramos

también equipos auxiliares como son:

Equipos o grupos electrógenos,

Bombas

Motores y compresores

Bombas de inyección de químicos

Compresores de aire de instrumentos

Sistemas contra incendios

Deshidratadores de aire y gas

Tanques de agua

Calentadores de agua de formación

Separadores de gas, etc.


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13

Figura 2.1: Plano Estación Lago Agrio Centro

Fuente: Petroproducción


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14

2.1.2 Múltiples.

Los múltiples son conjuntos de válvulas y tuberías que cumplen la función de

distribuir el fluido proveniente de cada uno de los pozos, hacia los separadores

de prueba o de producción, o por un by-pass hacia la bota de gas

directamente.

La distribución del fluido se lo ejecuta mediante el cierre o apertura de las

diferentes válvulas que integran el múltiple.

La Estación cuenta un múltiple (manifold) al que llega el crudo de 11 pozos los

mismos que son:

Lago-39, Lago-25, Lago-27, Lago-46, Lago-09, Lago-38, Lago-22, Lago-45,

Lago-13.

2.1.3 Separadores.

Es muy importante la separación del petróleo, gas, agua y sedimentos que lo

provienen desde el yacimiento. Para realizar la separación del gas del petróleo

se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para

manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas

presiones y etapas de separación, varía de acuerdo a las especificaciones de

manufactura y funcionamiento requeridos. Los separadores se fabrican de

acero, cuyas características corresponden a las normas establecidas para

funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión. En la

separación de gas y petróleo es muy importante considerar la expansión que


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se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función que

desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de

diseños apropiados, debe procurarse la mayor separación de petróleo del gas,

de manera que el gas salga lo más puro posible y se logre la mayor cantidad

posible de petróleo.

La Estación cuenta con dos separadores, uno de prueba con una capacidad de

10.000 BBL y otro de producción con una capacidad de 15.000 BBL.

Figura 2.2: Separadores

Fuente: Efraín Monteros

2.1.4 Separador vert ical (Bota de Gas).

Para recibir el petróleo en el tanque de lavado es necesario que el mismo,

contenga la mínima cantidad de gas. Luego de la etapa de separación en los

separadores de prueba o producción, el fluido de petróleo es sometido a una

nueva separación por intermedio de un separador vertical, conocido

generalmente como bota de gas.


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El fluido ingresa por la parte superior de manera tangencial a la pared del

recipiente, por este efecto se produce un movimiento centrífugo del líquido en

el interior, que separa el gas dejándolo fluir por la parte central de la corriente

mientras que el líquido cae al fondo del recipiente que está conectando al

tanque de lavado por tubería.

2.1.5 Tanques.

Dentro del proceso de producción de petróleo encontramos tanques que nos

permiten incrementar la separación de agua y otros elementos de la corriente

de petróleo como el tanque de lavado (Wash-Tank), además existe otro tanque

de surgencia o de reposo (Surge-Tank) que permite estabilizar el crudo

producido.

Figura 2.3: Separador vertical y tanques



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2.1.5.1 Tanque de lavado.

Luego de la fase de separación, la producción de crudo se almacena en el

tanque de lavado, donde permanece en reposo un tiempo suficiente para

separar por decantación el agua del petróleo; la separación se logra con mejor

eficiencia si incrementamos la temperatura e inyectamos químicos que

aceleren la separación del agua, esto se consigue empleando calentadores de

agua de formación. El diseño interior del tanque de lavado está determinado

para obtener una máxima separación de agua-aceite.

La Estación dispone de 1 Tanque de lavado con una capacidad de 14.700 BBL,

y una altura de 42 pies.

Figura 2.4: Tanque de lavado


2.1.5.2 Tanque de surgencia o reposo.

La salida de la corriente de petróleo del tanque de lavado se lo realiza

aproximadamente a un metro desde el techo del tanque hacia abajo, para que


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el crudo pase al tanque de reposo para su estabilización y almacenamiento. En

este tanque debemos obtener márgenes establecidos por normas de

porcentajes de agua, sedimentos conocidos como BS&W (Basic Sediment and

Water)1

, lo cual se logra con un buen tratamiento del crudo en las fases

anteriores, Este tanque de almacenamiento es de 15.120 BBL de capacidad y

tiene una altura de 30 pies.

Figura 2.5: Tanque de surgencia


Existe también un tanque empernado con una altura de 24 pies.

2.2 LOCALIZACIÓN DE LA ESTACIÓN.

La Estación Lago Agrio Centro está ubicada a 1.5 Km de la ciudad de Nueva

Loja y se encuentra operando por al menos 25 años desde su construcción por

el Consorcio Texaco.

1 Lester Charlesuren, Petroleum Production Engineering Oil Field Explotation 1980. p. 407


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Figura 2.6: Estación Lago Agrio Centro

Fuente: Google Earth

2.3 BOMBAS.

Son equipos que permiten desplazar diferentes tipos de líquidos en base al

incremento de presión dentro de un sistema cerrado. Se dispone básicamente

de dos tipos de bombas: centrífugas y reciprocantes, cada una con un sistema

de accionamiento y comportamiento particular.

2.3.1 Bombas centr ífugas.

Las bombas centrífugas son un arreglo de uno o varios impulsores, movidos

por un eje accionado por un motor eléctrico o de combustión interna.


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El impulsor se encuentra dentro de una cavidad (carcasa) la cual permite

recolectar el líquido, al producirse el movimiento del impulsor los alabes

empujan el líquido por acción de la fuerza centrífuga hacia el conducto de

salida.

Figura 2.7: Esquema de una bomba centrífuga

Fuente: http://www.members.fortunecity.es

Los tamaños y características de las bombas centrífugas varían de acuerdo a

las necesidades operacionales para desplazar o elevar la presión del líquido a

ser movido.

2.3.2 Bombas reciprocantes.

Las bombas reciprocantes o de desplazamiento positivo, basan su

funcionamiento en la acción de pistones, movidos en forma alterna por un

cigüeñal sobre el líquido a ser desplazado.

El accionamiento de válvulas de succión y descarga permiten que el líquido

ingrese a las cámaras donde se encuentran los pistones que presionan al


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líquido en forma alterna. Con este tipo de bombas conseguimos mayores

presiones, pero un menor volumen que con las centrífugas.

2.4. EQUIPOS DE SUPERFICIE ASOCIADOS.

A más de lo descrito anteriormente encontramos varios equipos y accesorios

asociados al proceso de producción de petróleo que nos sirven como fuente de

energía para accionar otros sistemas, o los diseñados para prevenir incendios

que son la base de la protección de las instalaciones.

Compresores de aire de instrumentos en el caso de utilizar control neumático,

fuentes de poder con bancos de baterías, para los sistemas de control eléctrico

y electrónico.

2.4.1 Generadores.

En la mayoría de estaciones donde se procesa hidrocarburo, los grupos

electrógenos constituyen un equipo principal, puesto que la energía eléctrica

conseguida por el accionamiento de un motor de combustión interna

proporciona electricidad para el movimiento de motores, iluminación,

cargadores de baterías, equipos de control, etc. A más de los grupos

electrógenos, en muchas estaciones se dispone de turbo generadores, que

permiten obtener mayor cantidad de energía eléctrica para campamentos,

sistemas de acondicionadores de aire, iluminación, levantamiento de crudo conbombas electro sumergibles etc.


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Esta estación cuenta para la generación eléctrica necesaria para sus

operaciones con turbinas de combustible bi-fuel, diesel y gas, las

características de los equipos se describen a continuación:

Un generador de emergencia, marca: Caterpillar; modelo: SR4; Serie:

5NA01660; potencia aparente: 494 KVA; potencia real: 395 KW; Voltaje:

240/480; amperaje: 1189/595; velocidad: 1800 RPM; FP 0.8; frecuencia:

60HZ

Turbina N°.1 y turbina N°.2, marca: Kato; voltaje: 4160 v; corriente: 174 a;

velocidad: 1200 RPMm; frecuencia: 60Hz; 6 cables 3 fases; potencia real:

1000 kW; potencia aparente: 1.259 kva; modelo: 1000es90; tipo 16258;

P/N: 6P6_ 2850; factor de potencia: 0.8; temperatura: 70° c.

Turbina N°. 3 marca: General Electric.; voltaje: 4160 v; corriente: 520 a;

velocidad: 1.800 RPM; frecuencia: 60Hz; potencia real: 3000 kW; potencia

aparente: 3750 kVA; frame: 8512; 3 fases; tipo at1; factor de potencia: 0.8;

también existen dos tanques de diesel para turbinas TCP 9928, de

capacidad: 12737 gls; altura: 15 pies y un tanque: TCP 9924 de capacidad:

12593 gls; altura: 15 pies, un tanque: TCP 18458 de capacidad: 15741 gls.


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Figura 2.8: Grupo electrógeno


2.4.2 Compresores.

Los moto-compresores son equipos que permiten elevar la presión del gas

proveniente de la etapa de separación, constan de un motor de combustión

interna cuya dimensión depende del tamaño del compresor acoplado, para

elevar la presión del gas se requiere de varias etapas de compresión,

enfriamiento y depuración del gas procesado hasta alcanzar, aproximadamente

mil quinientas libras por pulgada cuadrada de presión (1500 psi), que es la

presión que se utilizará para inyectar al fondo del pozo (Sistema Gas Lift),

alivianar la columna de hidrocarburo y extraer más petróleo. Tanto el motor

como el compresor están protegidos por varios dispositivos e instrumentos de

control automático, que pueden ser neumáticos o electrónicos.


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Figura 2.9: Motocompresores de gas


En la Estación Lago Agrio centro únicamente existen compresores de aire los

mismos que suministran a los instrumentos neumáticos de la estación, y estos

son:

Compresor N°. 1, fabricante: Quincy Air Compressors; modelo: 325; Serie:

314309; tamaño: 4-1/2 2-1/2*3; compresor de pistones.

Compresor N°. 2, f abricante: Sullair; modelo: 25-10 40h ACAC; serie: 007-

05000820; Compresor de tornillo

Compresor N°. 3, fabricante: Atlas Copco; modelo: LT11; serie: AML144457;

compresor de pistones.

2.4.3 Sistemas contra incendios.

Toda instalación de producción y tratamiento de petróleo debe disponer de un

sistema adecuadamente diseñado para prevenir y combatir un flagelo,


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generalmente consta de un sistema de detección térmico y de un sistema de

detección infrarrojos/ultravioleta UV/IR.

Cuando se presenta el fuego, existe la presencia de una cantidad considerable

de rayos ultravioleta e infrarrojo lo cual es procesado por el detector UV/IR que

accionan sistemas de control neumático o electrónico que a su vez activan los

respectivos sistemas de extinción o refrigeración basada en agua, espuma,

polvo químico, etc.

Figura 2.10: Hidrantes de agua y espuma


Descritos los equipos y sistemas que intervienen en el proceso de explotación

de petróleo, en el capítulo siguiente hablaremos acerca de los sistemas y

características de los equipos de separación de crudo.


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CAPÍTULO 3

DESCRIPCIÓN Y CLASIFICACIÓN DEL EQUIPO DE SEPARACIÓN

En este capítulo se describen las partes esenciales de un separador y los

diferentes tipos de separadores, mencionando brevemente las características

de operación de separadores de dos y tres fases en sus formas horizontal o

vertical.

3.1 EQUIPOS DE SEPARACIÓN2

Dentro de la industria del petróleo entre los equipos de separación aplicados

con mayor frecuencia, están comprendidos los siguientes:

SEPARADORES.- Son los equipos utilizados para separar corrientes de crudo,

gas y agua que provienen directamente de los pozos. Las relaciones gas –

petróleo – agua de estas corrientes disminuyen ocasionalmente debido a los

cambios de volumen de líquido que repentinamente se presentan, siendo estas

más frecuentes cuando los pozos están produciendo de manera artificial.

SEPARADORES A BAJA TEMPERATURA.- Estos dispositivos se utilizan para

la separación de gas y condensados, a baja temperatura, mediante una

expansión. Los mismos que están diseñados para manejar y mezclar hidratos

que se pueden formar al disminuir la temperatura del flujo.

2 Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y Tres Fases, Benjamín

Hincapie Granja, 1987. p. 20


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ELIMINADORES.- Estos equipos se utilizan para eliminar los líquidos (crudo y

agua) de una corriente de gas a alta presión. Se utilizan generalmente en los

sistemas de separación a baja temperatura. Algunos eliminadores solo separan

el agua de la corriente de gas.

DEPURADORES.- Son dispositivos que se utilizan para manejar corrientes con

muy altas relaciones de gas – líquido (crudo – agua). Se aplican también para

separar gotas muy pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas, ya

que estas no son eliminadas generalmente por un separador ordinario.

Dentro de este tipo específico de separadores están los depuradores de polvo

y los filtros, que cumplen con la función de eliminar además de las gotas

pequeñas de líquido, el polvo arrastrado en la corriente de flujo de gas. Es muy

recomendable instalar depuradores antes de máquinas compresoras con el fin

de protegerlas de los daños que causen las impurezas arrastradas por el gas.

3.2 DESCRIPCIÓN DE UN SEPARADOR3

Un separador consta de las siguientes secciones (Figura Nº. 3.1)

a. Sección de separación primaria

b. Sección de separación secundaria

c. Sección de extracción de niebla

d. Sección de almacenamiento de líquido




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a. SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA.- En esta sección se separa la

mayor porción de líquido de la corriente de gas y se reduce la turbulencia

del flujo. La separación del líquido en esta sección se realiza mediante un

cambio de dirección del flujo. El cambio de dirección se puede efectuar con

una entrada tangencial de los flujos al separador; o también instalando una

placa deflectora a la entrada; con cualesquiera de la dos formas se induce

una fuerza centrífuga al flujo por lo cual se separan grandes volúmenes de

líquido.

b. SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA.- En esta sección se separan

la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de flujo de gas . Las

gotas se separan principalmente por la gravedad, por lo que la turbulencia

del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente

longitud. En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para

reducir aún más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies

colectoras de gotas de líquido.

La eficiencia de separación en esta sección, depende principalmente de las

propiedades físicas del gas y el líquido, del tamaño de las gotas de líquido

suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia.

c. SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NIEBLA.- En esta sección se separan del

flujo de gas, las gotas más pequeñas de líquido que no lograron

desprenderse en la sección primaria y secundaria del separador. En esta

parte del separador se utilizan el efecto de choque y/o fuerza centrífuga

como mecanismos de separación. Mediante estos mecanismos se logra


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que las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una superficie en

donde se acumulan y forman gotas más grandes que luego se drenan a

través de un conducto a la sección de acumulación de líquidos o bien caen

contra la corriente de gas a la sección de separación primaria.

El dispositivo utilizado es esta sección es conocido como extractor de

niebla, el mismo que está constituido generalmente por un conjunto de

veletas o aspas, también por alambres entretejidos o por tubos ciclónicos.

La utilización más común es el compuesto por alambres entretejidos.

d. SECCIÓN DE ALMACENAMIENTO DE LÍQUIDO.- En esta parte se

almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas, esta

sección del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar los

posibles baches de líquido que puedan presentarse durante la operación

normal.

La sección de almacenamiento de líquido debe estar situada en el

separador de tal forma que el líquido acumulado no sea arrastrado por la

corriente de gas que fluye a través del separador.

Además se debe tener en cuenta la instrumentación adecuada para

controlar el nivel de líquido del separador. La instrumentación

generalmente utilizada la describiremos en el capítulo 3 del presente

trabajo.

Cuando se conocen los tipos de flujo de la mezcla de gas y líquido que va

al separador, tal como la frecuencia de los baches de líquido en pozos de


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bombeo, se deben realizar los cambios necesarios en el diseño y tamaño

de las partes del separador. Sin embargo, siempre es recomendable que el

separador se diseñe de la forma más simple posible pata facilitar la

limpieza y mantenimiento.

Aparte de las cuatro secciones que se describen, el separador debe tener

dispositivos de seguridad tales como: válvula de seguridad y tubo de seguridad.

3.3 CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES4

Los separadores pueden clasificarse en horizontales, verticales y esféricos y

para separar dos fases (gas-líquidos) o de tres fases (gas – crudo y agua).

3.3.1 Separadores convencionales

Se acostumbra designar separadores convencionales a los separadores de dos

fases en cualquiera de sus tres tipos: verticales, horizontales y esféricos. Los

separadores horizontales pueden estar formados por un tanque horizontal, o

bien por dos colocados uno encima del otro.

A los primeros se los conoce como de simple barril, y estos últimos como de

doble barril.




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Figura 3.1: Esquema de un separador

Fuente: Oil & Gas Separator, H. Vernon Smith, 1962

En las figuras N°. 3.1, N°. 3.2 y N°. 3.3, se muestran esquemas de un

separador vertical, un horizontal y un esférico, respectivamente.

Las ventajas y desventajas de cada tipo, se presentan a continuación:


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a) SEPARADORES VERTICALES:

Ventajas:

1. Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomienda para manejar flujos

de pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido.

2. El control de nivel de líquido no es crítico, puesto que se puede emplear un

flotador vertical, logrando que el control de nivel sea más sensible a los

cambios.

3. Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son

muy recomendables para flujos de pozos que producen por bombeo

neumático, con el fin de manejar baches imprevistos de líquido que entren

al separador.

4. Hay menor tendencia de revaporización de líquidos.

Desventajas:

1. Son mas costosos que los horizontales

2. Son mas difíciles de instalar que los horizontales

3. Se necesita diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la

misma cantidad de gas.

b) SEPARADORES HORIZONTALES

Ventajas:

1. Tiene mayor capacidad para manejar gas que los verticales

2. Son más económicos que los verticales.


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3. Son más fáciles de instalar que los verticales.

4. Son muy adecuados para manejar petróleo con alto contenido de espuma.

Para esto, don de queda la interfase gas – líquido, se instalan placas

rompedoras de espuma.

Desventajas:

1. No son adecuados para el manejar flujos de pozos que contienen

materiales sólidos como arena o lodo, pues es difícil limpiar, este tipo de

separadores.

2. El control de nivel de líquido es más crítico que en los verticales.

c) SEPARADORES ESFÉRICOS

Ventajas:

1. Más baratos que los horizontales y que los verticales.

2. Más compactos que los horizontales o que los verticales, por lo que se

usan en plataformas ubicadas costa afuera.

3. Son más fáciles de limpiar que los separadores verticales.

4. Los diferentes tamaños disponibles, los hacen que sean del tipo más

económico para instalaciones individuales de pozos de alta presión.

Desventajas:

1. Disponen de un espacio muy limitado para la separación de los fluidos y

actualmente son obsoletos.


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Figura 3.2: Esquema de un separador horizontal


Figura 3.3: Separador bifásico cilíndrico



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3.3.2 Separadores de dos fases

Este tipo de separadores están diseñados únicamente para separar las dos

fases principales de producción del pozo, las mismas que son los estados

líquido que no es otra cosa que la emulsión proveniente del pozo (agua y

petróleo) el otro que es el gas.

3.3.3 Separadores de tres fases5

Estos separadores, llamados comúnmente eliminadores de agua libre, además

de separar las fases líquidas y gaseosa, separan el líquido en petróleo y agua

no emulsionada en el petróleo. La separación del líquido en petróleo y agua, no

emulsionada, tiene lugar por diferencia de densidades. Para esto, se

proporciona al líquido suficiente tiempo de residencia y se deposita en un

espacio donde no hay turbulencia.

Además de las secciones y dispositivos con que cuentan los separadores de

líquido y gas, el separador de tres fases tiene las siguientes características y

accesorios especiales:

a. Una capacidad de líquidos suficiente para proporcionar el tiempo de

retención necesario para que se separe el petróleo y el agua.

b. Un sistema de control para interfase agua – petróleo.

c. Dispositivos de descarga independiente para el gas, petróleo y agua.




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Si el petróleo y el agua están mezclados con un cierto grado de intensidad que

permite su separación por efecto de la gravedad, entonces, aparece en la parte

inferior del recipiente una capa de agua relativamente limpia, cuyo crecimiento

sigue con el tiempo una tendencia como muestra la figura N°. 2.4 después de

un periodo de tiempo de (3 a 20 minutos) el cambio en la altura de la capa de

agua despreciable. La fracción de agua así obtenida, es llamada “agua libre” y

el separarla antes del petróleo y de emulsión remanentes, trae beneficios como

son: requerimientos mínimos de calor de tratamiento, menor número de etapas

en el proceso de deshidratación, y por consiguiente disminución de los costos

de operación.

Figura 3.4: Curva de crecimiento de la capa de agua



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3.3.3.1 Separadores horizontales6

La figura N°. 3.5, muestra un separador horizontal, en donde el fluido entra al

recipiente y choca contra un deflector; este cambio repentino en la dirección del

fluido realiza la separación de grandes volúmenes de líquido y gas.

Un separador trifásico incluye un deflector con dispositivos que desvía el flujo

hacia debajo de la interfase gas – petróleo hasta las cercanías de la interfase

petróleo – agua.

La selección de recolección de líquido del recipiente proporciona el tiempo de

retención suficiente, para que el petróleo y la emulsión, formen una capa en la

parte superior y el agua libre se deposite en el fondo.

Figura 3.5: Separador trifásico horizontal





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La figura N°. 3.6, ilustra un separador horizontal con un vertedero y un

controlador de interfase; este último regula la altura de la interfase agua –

petróleo operando la válvula de descarga de agua, permitiendo que salga la

cantidad adecuada de ésta, y manteniendo la interfase petróleo – agua a la

altura de diseño, mientras que el vertedero regula el nivel de petróleo. El nivel

de petróleo del depósito posterior está regulado por un controlador de nivel,

que opera la válvula de salida del petróleo.

El gas fluye horizontalmente a través del separador trifásico y pasa por un

extractor de niebla antes de abandonar el recipiente. Una válvula de control de

presión mantiene la presión de operación constante en el separador trifásico.

El nivel de la interfase gas – petróleo puede variar desde el 50 hasta el 75% del

diámetro dependiendo de los objetivos de producción establecidos (ya sea

mayor la recuperación de hidrocarburos líquidos o mayor recuperación de gas),

pero es muy común tomar el 50% del diámetro, el cual se emplea para las

ecuaciones de diseño en este tema.

Otra configuración es la del depósito y vertedero (figura N°. 3.7), con lo que se

elimina el uso del controlador de interfase del líquido. Aquí el petróleo se

desborda por el vertedero y cae a un depósito en donde la altura del petróleo

está gobernada por un control de nivel que opera la válvula de descarga de

petróleo; mientras que el agua libre, fluye por debajo del depósito de petróleo ydespués se desborda por un vertedero, el cual está en la parte inferior del

recipiente. El nivel corriente abajo del vertedero de agua está regulado por un

controlador de nivel que opera la válvula de control de descarga de agua.


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Figura 3.6: Separador horizontal con vertedero

Fuente: Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y Tres

Fases, Benjamín Hincapie Granja, 1987.

La altura del vertedero se constituye en un limitante entre las alturas de los

niveles de petróleo y de agua y por consiguiente en el espesor de la capa de

petróleo, debido a la diferencia de las densidades relativas, el espesor de la

capa de petróleo le proporciona el tiempo de retención suficiente, pero si la

represa de agua está muy baja y la diferencia entre las densidades relativas no

es muy grande como se anticipó, la capa de petróleo crecerá, normalmente, la

altura del vertedero de petróleo se fabrican de modo que se puedan ajustar

para manejar, en forma adecuada los cambios que puedan existir en los gastos

o en las densidades relativas del petróleo y del agua.

El control de interfase tiene la ventaja de ser fácilmente ajustado, para manejar

cambios inesperados en las densidades relativas o de gastos de petróleo y de

agua. Sin embargo, para el crudo pesado o donde se anticipen grandes


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cantidades de emulsiones o parafinas puede ser difícil determinar la interfase y

en tal caso, se recomienda el control con el uso del depósito y el vertedero.

Figura 3.7: Separador trifásico horizontal con depósito de petróleo



3.3.3.2 Separadores Verticales7

LEn la figura N°. 3.8, se puede observar una configuración para un separador

trifásico vertical, donde el flujo entra al recipiente chocando con una placa

deflectora donde se separa la mayor cantidad de gas, además se dispone

también de un dispositivo que desvía el líquido hacia debajo de la interfase gas

– petróleo, hasta las cercanías de la interfase petróleo agua, para no perturbar

la formación de la capa de petróleo. Para igualar las presiones entre la sección

inferior y la sección de gas, se necesita una tubería que simula una chimenea.




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La salida del dispositivo desviador se localiza en la interfase petróleo – agua;

de aquí el petróleo se eleva y el agua libre atrapada en la fase petróleo se

separa por diferencia de densidades. Las gotas de agua fluyen en

contracorriente del flujo de petróleo y similarmente, las gotas de petróleo

atrapadas en la fase agua suben a contracorriente del flujo de agua.

La figura N°. 3.9 ilustra los métodos de control de nivel utilizados en este tipo

de separadores. El primero es un control de nivel, en el cual se usa un flotador

móvil que controla la interfase gas – petróleo y opera una válvula de descarga

de petróleo en la sección que contiene petróleo. Además, se utiliza un flotador

que controla la interfase petróleo – agua, que regula y opera una válvula de

salida de agua. Debido a que no se utilizan vertederos o partes internas

complicadas, este sistema es el más fácil de fabricar y maneja muy bien la

producción de arena y sólidos.

El segundo método mostrado usa un vertedero para controlar el nivel de la

interfase gas – petróleo a una altura constante, con lo que se provoca una

mejor separación petróleo – agua, ya que todo el petróleo debe subir a la altura

de la represa de petróleo antes de salir del separador. Las desventajas son que

el depósito de petróleo disminuye el volumen neto de separación del separador

y aumenta los costos de fabricación.


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Figura 3.8: Separador trifásico vertical



El tercer método usa dos vertederos con lo que se elimina la necesidad de un

flotador de interfase, ya que e nivel de la interfase se controla por la altura

relativa entre el vertedero del petróleo o por las alturas relativas de las salidas.

Esto es similar al diseño del depósito y el vertedero de los separadores

horizontales.

La ventaja de este último sistema, es que se elimina el control de nivel de

interfase y la desventaja es que necesita una tubería externa adicional y mayor

espacio.


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Figura 3.9: Métodos de control de nivel en separadores trifásicos verticales


3.4 APLICACIONES DEL SEPARADOR HORIZONTAL Y VERTICAL

3.4.1 Separador Horizontal

Áreas de espacio vertical limitado o reducido

Producción de fluidos espumosos

Aplicación de separación trifásica con eficiencia

Corriente arriba de equipo de proceso que no tolera partículas de líquido en

el gas.

Corriente abajo del equipo que provoca o causa formación de líquidos.

3.4.2 Separador Vertical

Flujos con alta RGA (relación gas aceite)


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Corrientes con cantidades considerables de arena, lodos, etc.

Área de espacio horizontal limitado

Flujos caracterizados por gastos instantáneos o elevados.

Corriente arriba de equipo de proceso que no admite partículas de líquido

de gas.

Corriente abajo de equipo que causa formación de líquidos.

3.5 PARTES INTERNAS DEL SEPARADOR.

(a) DISPOSITIVOS DESVIADORES

La figura N°. 3.10, ilustra uno los tipos básicos de dispositivos desviadores que

son utilizados comúnmente. La placa deflectora, puede ser un plato esférico, un

ángulo de hierro, un cono o cualquier obstrucción que realice un cambio de

repentino de la dirección y velocidad del fluido. La ventaja de los mecanismos,

tales como la media esfera o el cono, es que causan menos turbulencia que las

placas o los ángulos de hierro, reduciendo los problemas de arrastre de gas y

de emulsificación.

Figura 3.10: Desviador de flujo

Fuente: Efraín Monteros M.


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El otro tipo es un dispositivo ciclónico que usa la fuerza centrífuga, la cual es un

poco mejor que la agitación mecánica para separar el gas del petróleo. Esta

entrada puede tener una tobera ciclónica, como muestra la figura N°. 3.11, o

puede utilizarse las paredes del recipiente para proporcionar una carrera

tangencial al fluido. Los diseños pueden variar, pero es común usar toberas

con un diámetro igual a 2/3 del diámetro del separador, con lo que se crea un a

velocidad de flujo aproximada de 20 pies/seg.

Figura 3.11: Entrada ciclónica

Fuente: Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y TresFases

(b) ROMPEDOR DE OLAS

Es necesario instalar rompedores de olas en separadores horizontales de gran

longitud, los cuales son placas verticales espaciadas a lo largo de la interfase

gas – líquido y perpendicularmente al flujo.


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Figura 3.12: Rompeolas con bafle perforado


(c) PLACAS ELIMINADORAS DE NIEBLA

La niebla se puede presentar en la interfase como burbujas de gas que se

escapan del líquido y se pueden estabilizar agregando en la entrada algún

aceite químico, aunque una solución más efectiva frecuentemente, es forzar a

la niebla para que pase a través de una serie de placas o tubos paralelos

inclinados, que ayudan a coalescer a las burbujas.

Figura 3.13: Rompedor de niebla

Fuente: Estudio y Diseño de Separadores Horizontales y Verticales de Dos y TresFases


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(d) ROMPEDOR DE TURBULENCIA

El rompedor de turbulencia ayuda a prevenir el arrastre de gas cuando se abre

la válvula de control de líquido.

Figura 3.14: Rompedor de turbulencia


(e) EXTRACTOR DE NIEBLA

Los principios mecánicos bajo los cuales operan estos dispositivos son el

asentamiento por gravedad, la fuerza centrífuga, el choque y la filtración.

Los extractores más empleados son los de tipo impacto, que a su vez pueden

ser veletas o de alambre entretejido, como muestra figura N°. 3.14.

Este sistema consiste en un laberinto en las cuales cada una de estas placas

cuenta con varias bolsas para retener el líquido; al pasar el gas a través de

éstas cambian de dirección varias veces y es centrifugado, provocando que las

gotas de líquido se muevan hacia el exterior, donde son retenidas por las

bolsas colectoras.


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Figura 3.15: Extractor de niebla


Habiendo estudiado los tipos de separadores y los elementos que lo componen

tanto interiormente como exteriormente, en el capítulo siguiente hablaremos de

los fundamentos y los mecanismos utilizados para la separación de líquido.


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CAPÍTULO 4

FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE MEZCLAS GAS – LÍQUIDO

En este capítulo se señalan los diferentes factores que rigen la separación de

mezclas de gas y líquidos y la forma en que afectan la eficiencia de los

separadores.

4.1 MECANISMOS DE SEPARACIÓN8.

La separación de mezclas de gas y líquidos, se logra mediante una

combinación apropiada de los siguientes factores: gravedad, fuerza centrífuga

y choque.

4.1.1 Separación por gravedad.

Este es el mecanismo de separación más utilizado, debido a que el equipo

requerido es muy simple. Cualquier sección ampliada en una línea de flujo,

actúa como asentador, por gravedad, de las gotas de líquido suspendidas en

una corriente de gas. El asentamiento se debe a que se reduce la velocidad

del flujo.




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En los separadores el asentamiento por gravedad tiene lugar principalmente en

la sección secundaria, que se conoce también como sección de asentamiento

por gravedad.

Cuando el flujo de gas en la sección de separación es horizontal, la velocidad

de asentamiento es aquella a la cual las partículas suspendidas viajan a través

de la corriente de gas; Esta velocidad se puede utilizar para determinar el

tiempo de retención requerido para que una partícula de un tamaño dado se

deposite desde la parte superior al fondo de la sección de separación.

Tanto en los separadores verticales como horizontales, las velocidades altas

inducen turbulencias a la corriente de gas, ocasionando que algunas partículas

de líquido grandes sean arrastradas en el flujo de gas.

4.1.2 Separación por fuerza centr ífuga.

La fuerza centrífuga que se induce a las partículas de líquido suspendidas en

una corriente de gas, puede ser varios cientos de veces mayor que la fuerza de

gravedad que actúa sobre las mismas partículas. Este principio mecánico de

separación se emplea en un separador tanto en la sección de separación

primaria como en algunos tipos de extractores de niebla.

Las partículas de líquido colectadas en las paredes de un extractor de niebla

tipo ciclónico difícilmente son arrastradas por la corriente de gas, Sin embargola velocidad del gas en las paredes del tubo ciclónico no debe ser mayor a un

cierto valor crítico.


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4.1.3 Separación por choque.

Este mecanismo de separación es tal vez el que más se emplea en la

eliminación de las partículas pequeñas de líquido suspendidas en una corriente

de gas. Las partículas de líquido que viajan en el flujo de gas chocan con

obstrucciones donde quedan adheridas.

La separación por choque se emplea principalmente en los extractores de

niebla tipo veleta y en los de malla de alambre entretejido.

4.2 FACTORES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA DE SEPARACIÓN DE

GAS Y LÍQUIDO9.

A continuación se describen en orden de importancia los principales factores

que afectan la eficiencia de la separación de gas y líquido.

4.2.1 Tamaño de las partículas del líquido.

El tamaño de las partículas del líquido en el flujo de gas, es un factor

importante en la determinación de la velocidad de asentamiento, en la

separación por gravedad y en la separación por fuerza centrífuga. También es

importante en la determinación de la distancia de paro, cuando la separación

es por choque.




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La velocidad promedio del gas en la sección de separación secundaria,

corresponde a la velocidad de asentamiento de una gota de líquido de cierto

diámetro, que se puede considerar como el diámetro base. Teóricamente todas

las gotas con diámetro mayor que el de base deben ser eliminadas. En realidad

lo que suceded es que se separan partículas mas pequeñas que el diámetro

base, mientras que algunas más grandes en diámetro no se separan. Lo

anterior es debido a la turbulencia del flujo, ya que algunas de las partículas de

líquido tienen una velocidad inicial mayor que la velocidad promedio del flujo de

gas.

4.2.2 Distribuc ión de las partículas de líquido y el volumen que entra al

separador.

Estos aspectos están íntimamente ligados en la eficiencia de la separación.

Para comprender se pueden analizar las situaciones siguientes:

Vamos a considerar un separador que tienen como finalidad separar un

volumen de líquido de 200 galones por cada millón de pies cúbicos de gas. De

este volumen de líquido, 0.5 galones están formados por partículas menores de

10 micras. Si el separador tiene una eficiencia de 80% para separar partículas

menores de 10 micras, entonces la eficiencia total será del 100%; sin embargo,

si este mismo separador se utiliza en una corriente de gas , donde el contenido

de líquido es de 20 galones por millón de pies cúbicos de gas, todo formadopor partículas menores a 10 micras, la eficiencia total de separación será del

80% y habrá un arrastre de líquido en el flujo de gas de 4 galones por millón de


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pies cúbicos de gas, de esta manera el separador funcionaría pero no sería el

adecuado.

De lo antes señalado se concluye que, en la selección del equipo de

separación para determinado problema, se deben tomar en cuenta estos

aspectos importantes, la distribución del tamaño de las partículas y el volumen

de líquido que se va a separar.

4.2.3 Velocidad del gas.

Generalmente los separadores se diseñan10 de tal forma que las partículas de

líquidos mayores de 100 micras, se deben separar del flujo de gas en la

sección de separación secundaria, mientras que las partículas más pequeñas

en la sección de extracción de niebla.

Cuando se aumenta la velocidad del gas a través del separador, sobre un

cierto valor establecido en su diseño, aunque se incrementa el volumen de gas

manejado no se separan totalmente las partículas de líquido mayores de 100

micras en la sección de separación secundaria.

Con esto se ocasiona que se inunde el extractor de niebla y como

consecuencia que haya arrastres repentinos de baches de líquido en el flujo de

salida de gas del separador.

10 API SPEC 12J, Séptima Edición, Octubre 1, 1989, Sección 4.

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