Criogenia

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El separador gas-líquido es el recipiente que más comúnmente se encuentra en la industria del petróleo y del gas natural. Representa la unidad donde se produce la separación inicial del gas y del petróleo. 

El diseño comienza con el establecimiento de la cantidad de gas y de líquido que se ha de separar y se apoya en los parámetros fundamentales empezando por la presión, la temperatura, consus correspondientes variaciones durante el tiempo. Cada separador debe satisfacer las condiciones del uso que se le vaya a dar, por lo cual es preciso conocer las características de los fluidos que se separan en la unidad.

Separadores gas-líquido

Los separadores horizontales o verticales sirven para separar el gas asociado al crudo que proviene desde los pozos de producción. Elprocedimiento consiste en que la mezcla de fluidos entrante choca con las placas de impacto o bafles desviadores a fin de promover la separación gas-líquido mediante la reducción de velocidad y diferencia de densidad. El número de separadores varía en función del volumen de producción de gas y petróleo en las estaciones. Se identifican cuatro secciones de separación:

a) Separación primaria: Comprende laentrada de la mezcla crudo-agua-gas.
b) Separación secundaria: Está representada por la etapa de separación máxima de
líquido por efecto de gravedad.

c) Extracción de neblina: Consiste en la separación de las gotas de líquido que aún
contiene el gas.
d) Acumulación de líquido: Está constituida por la parte inferior del separador que actúa como colector, posee control de nivel mediante unflotador para manejar volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación.

TIPOS DE SEPARADORES
 
En primera instancia es conveniente aclarar que la primera clasificación está en función del número de fases que separa; se les llama separadores BIFÁSICOS  (cuando separan dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo).  Siempre se deberá especificar las fases que entran en juego. Se conocecomo separadores TRIFÁSICOS a los que se diseñan para separar tres fases (agua,  petróleo y gas) y tetrafásicos,  aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección para la separación  de la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.

Los separadores pueden clasificarse por su forma y geometría en HORIZONTALES VERTICALES Y ESFÉRICOS.
HORIZONTALES.
Ventajas:
1.Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales.
2. Son más económicos que los verticales.
3. Son más fáciles de instalar que los verticales.
4. Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma. Para esto, donde queda la interfase gas-líquido, se instalan placas rompedoras de espuma.
 
Desventajas:
1. No son adecuados para manejar flujos de pozos quecontienen 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 se paradores verticales.
 
VERTICALES.

Ventajas:
1. Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido.
2. El control de nivel delíquido 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 derevaporización de líquidos.
Desventajas:
1. Son más costosos que los horizontales.
2. Son más difíciles de instalar que los horizontales.
3. Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma cantidad de gas.
 

ESFERICOS.
Ventajas:
1. Más baratos que los horizontales o verticales.
2. Más compactos que los horizontales o los verticales, por lo que...
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