Separación gas-líquido

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  • Publicado : 20 de marzo de 2011
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SEPARACIÓN GAS – LÍQUIDO

INTRODUCCIÓN
Los fluidos en la cabeza del pozo son una mezcla multicomponente de moléculas de hidrogeno y carbono principalmente, donde cada componente tiene diferente densidad, presión de vapor y otras características físicas y químicas. Estos fluidos pueden estar presentes dentro del yacimiento en una o dos fases (líquida y/o gaseosa) a la presión y temperatura deconfinamiento; cuando se encuentran en una sola fase y se le somete a cambios de P y T, el fluido experimenta alteraciones en sus características fisicoquímicas, con ello se genera en la cabeza del pozo la liberación de gas en el seno del líquido, con lo cual se requiere de la separación física de estas dos fases, siendo esta operación una de las más básicas en el proceso de producción ytratamiento del gas y petróleo.
A partir de los años 1930, la profundidad de los nuevos descubrimientos alcanzó los 4000 pies o más y la presión en los yacimientos llegó a 1800 lb/pulg2 (psi) o más. A esta presión el petróleo contiene suficiente gas natural disuelto, de modo que fue necesario instalar separadores convencionales de gas en la superficie a la salida de los pozos, con el objeto de recuperarlos hidrocarburos volátiles contenidos en el crudo.

El gas natural de pozos de alta presión pasa por separadores ubicados junto al pozo, para separar condensado y agua. La mayoría de los pozos contienen suficiente, propano, butano y gasolina natural para justificar la instalación de plantas de proceso para recuperar estos componentes licuables. Esta recuperación es importante desde el punto devista económico y operativo, ya que se debe acondicionar el gas para ser transportado por tubería a grandes distancias. Las elevadas presiones de operación de los gasoductos junto con las bajas temperaturas reinantes en la ruta del mismo, condensarían líquido en la línea imposibilitando el flujo de gas.
ESTACIONES DE FLUJO
Instalación compuesta por tanques, bombas y tuberías donde se recolectala producción de varios pozos para enviarla posteriormente a otros sitios según las operaciones que se realicen.
Línea de Flujo: Tubería utilizada para conducir uno o más fluidos entre diferentes instalaciones o pozos dentro de campos petroleros y de gas.
Se llama línea de flujo al espacio de reservorio recorrido por el fluido contenido cuando se pone a producir un pozo. Las líneas de flujopueden ser mapeadas para generar un diagrama que muestre como se desplazan los fluidos, es muy utilizado en recuperación secundaria.
SEPARACIÓN DE FLUIDOS
La estación de flujo y recolección de la producción de los pozos la componen un grupo de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición, tratamiento, almacenamiento y despacho del petróleo. El flujo del pozo consistepreponderantemente de petróleo, al cual está asociado un cierto volumen de gas: relación gas-petróleo (RGP), que se mide en m3 de gas/m3 de petróleo producido o en ft3 de gas/bbl de petróleo producido, a condiciones estipuladas en la superficie. Además, el flujo de petróleo y gas puede mostrar la presencia de agua y de sedimentos procedentes del yacimiento productor.
TIPOS DE SEPARADORES
Aunque existen muchasvariedades de separadores, la mayoría de las unidades utilizadas en campos petrolíferos son diseños convencionales, clasificados por su forma o geometría, es decir, son construidos en configuraciones horizontales, verticales y/o esféricos. Los separadores horizontales son más eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero tienen una capacidad limitada de oleada y algunas veces no entranfácilmente en las plataformas petrolíferas.
Los separadores son clasificados como bifásicos o de dos fases si separan gas de la corriente total de líquidos (petróleo / gas, agua / petróleo), trifásicos o de tres fases si separan la corriente gaseosa de sus componentes de petróleo crudo y agua (gas / petróleo / agua), o tetrafásicos, aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección...
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