diseño de planta

DISEÑANDO SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS
COMO ESCOGER EL TAMAÑO Y SELECCIONAR SEPARADORES DE DOS FASES
Ken Arnold, Ingeniero Principal de Proyectos, Paragon Engineering Services, Inc. , Houston, y Maurice Stewart, Jr. , Ingeniero
Petrolero Regional, Minerals Management Service, Metairie, Louisiana

Resumen
Aunque existen muchas variedades de separadores de dos fases, la mayoría delas unidades utilizadas en
campos petrolíferos son diseños convencionales, construidos en configuraciones horizontales o verticales.
Los separadores horizontales son más eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero tienen una capacidad
limitada de oleada y algunas veces no entran fácilmente en las plataformas petrolíferas. Los separadores
verticales frecuentemente son especificadospara aplicaciones GOR altos o bajos. Ambas configuraciones
emplean hardware similar, incluyendo desviadores de ingreso, extractores de neblina, e interruptores de
vórtice. Los autores proveen formulas para la velocidad de caída de líquidos, el diámetro de caída, y el
tiempo de retención de líquidos, así como también procedimientos paso-a-paso para la selección de unidades
horizontales yverticales. Las tablas simplifican los cálculos y la selección de tamaños de recipientes.
Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de compuestos de hidrógeno y carbono
con densidades y presiones de vapor diferentes, y otras características. La corriente del pozo experimenta
reducciones continuas de presión y temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman de loslíquidos,
el vapor del agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas, neblina y gas
libre. El gas lleva burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de gas. La separación física de estas fases en
una de las operaciones básicas de la producción, el procesamiento, y el tratamiento de petróleo y gas.
Los separadores de petróleo y gas separan los componentes líquidosy de gas que existen en una temperatura
y presión específica mecánicamente, para eventualmente procesarlos en productos vendibles. Un recipiente
de separación normalmente es el recipiente inicial de procesamiento en cualquier instalación, y el diseño
inapropiado de este componente puede embotellar y reducir la capacidad de la instalación completa.
Los separadores son clasificados de dos fasessi separan gas de la corriente total de líquidos y de tres fases si
también separan la corriente líquida en sus componentes de petróleo crudo y agua. Este artículo discute los
separadores de dos fases. Adicionalmente, discute los requerimientos de un buen diseño de separación y
cómo los varios dispositivos mecánicos toman ventaja de las fuerzas físicas en la corriente producida para
lograr laseparación adecuada.
Algunas veces los separadores son nombrados depuradoras de gas cuando la relación de la tasa de gas a
líquido es muy alta. Algunos operadores utilizan el término trampa para separadores que manejan el flujo
directamente de los pozos. De todas maneras, todos tienen la misma configuración y sus tamaños son
escogidos de acuerdo a los mismos procedimientos.
DESCRIPCIÓN DELEQUIPO
Separadores horizontales.
El fluido entra en el separador (Fig. 1) y se contacta con un desviador de ingreso, causando un cambio
repentino en el impulso y la separación bruta inicial de líquido y vapor. La gravedad causa que gotas de
líquido caigan de la corriente de gas al fondo del recipiente de recolección. Esta sección de recolección de
líquido provee el tiempo de retenciónnecesario para que el gas arrastrado evolucione del petróleo y suba al
espacio de vapor. También provee volumen de oleada, si fuese necesario, para manejar los sobrepesos
intermitentes de líquido. Luego el líquido sale del recipiente mediante una válvula de descarga de líquidos,
que es regulada por un controlador de nivel. El controlador de nivel siente cambios en el nivel del líquido y
controla la...