El término separador en la terminología de los campos petrolíferos designa un recipiente a presión utilizado para separar los fluidos de pozos producidos a partir de pozos de petróleo y gas en componentes gaseosos y líquidos . Un separador para la producción de petróleo es un recipiente grande diseñado para separar los fluidos de producción en sus componentes constituyentes de petróleo , gas y agua . Un recipiente de separación puede denominarse de las siguientes maneras: separador de gas y petróleo , separador , separador de etapa , trampa , recipiente de extracción(Tambor extractor, trampa extractora, extractor de agua o extractor de líquido), cámara de flash (recipiente de flash o trampa de flash), separador de expansión o recipiente de expansión , depurador (depurador de gas), filtro (filtro de gas). Estos recipientes de separación se utilizan normalmente en un arrendamiento o plataforma de producción cerca del cabezal del pozo, el colector o la batería del tanque para separar los fluidos producidos de los pozos de petróleo y gas en petróleo y gas o líquido y gas. Un separador de petróleo y gas generalmente incluye los siguientes componentes y características esenciales:
1. Un recipiente que incluye (a) un dispositivo y / o sección de separación primaria, (b) una sección de decantación (separación) por "gravedad" secundaria , (c) un extractor de neblina para eliminar pequeñas partículas líquidas del gas, (d) salida de gas, (e) sección de sedimentación (separación) de líquido para eliminar gas o vapor del aceite (en una unidad trifásica, esta sección también separa el agua del aceite), (f) salida de aceite y (g) salida de agua (unidad trifásica ).
2. Capacidad líquida volumétrica adecuada para manejar oleadas de líquido (babosas) de los pozos y / o líneas de flujo.
3. Diámetro y altura o longitud adecuados del recipiente para permitir que la mayor parte del líquido se separe del gas de modo que el extractor de neblina no se inunde.
4. Un medio para controlar un nivel de aceite en el separador, que generalmente incluye un controlador de nivel de líquido y una válvula de motor de diafragma en la salida de aceite.
5. Una válvula de contrapresión en la salida de gas para mantener una presión constante en el recipiente.
6. Dispositivos de alivio de presión.
Los separadores funcionan según el principio de que los tres componentes tienen diferentes densidades , lo que les permite estratificar cuando se mueven lentamente con gas en la parte superior, agua en la parte inferior y aceite en el medio. Cualquier sólido como arena también se depositará en el fondo del separador. Las funciones de los separadores de petróleo y gas se pueden dividir en funciones primarias y secundarias que se discutirán más adelante.
Clasificación de separadores de petróleo y gas.
Clasificación por configuración operativa
Los separadores de petróleo y gas pueden tener tres configuraciones generales: vertical , horizontal y esférica . Los separadores verticales pueden variar en tamaño desde 10 o 12 pulgadas de diámetro y 4 a 5 pies de costura a costura (S a S) hasta 10 o 12 pies de diámetro y 15 a 25 pies de S a S. Los separadores horizontales pueden variar en tamaño de 10 o 12 pulgadas de diámetro y 4 a 5 pies S a S hasta 15 a 16 pies de diámetro y 60 a 70 pies S a S. Los separadores esféricos generalmente están disponibles en 24 o 30 pulgadas hasta 66 a 72 pulgadas de diámetro. Los separadores horizontales de petróleo y gas se fabrican con carcasas de tubo doble y monotubo. Las unidades monotubo tienen una carcasa cilíndrica y las unidades de doble tubo tienen dos carcasas paralelas cilíndricas una encima de la otra. Ambos tipos de unidades se pueden utilizar para servicio bifásico y trifásico. Por lo general, se prefiere un separador de gas y petróleo horizontal monotubo a una unidad de dos tubos. La unidad monotubo tiene un área mayor para el flujo de gas, así como un área de interfaz petróleo / gas mayor que la que normalmente está disponible en un separador de doble tubo de precio comparable. El separador monotubo generalmente ofrecerá un tiempo de retención más largo porque el recipiente de un solo tubo más grande retiene un mayor volumen de aceite que el separador de dos tubos. También es más fácil de limpiar que la unidad de doble tubo. En climas fríos, la congelación probablemente causará menos problemas en la unidad monotubo porque el líquido generalmente está en estrecho contacto con la corriente de gas caliente que fluye a través del separador. El diseño monotubo normalmente tiene una silueta más baja que la unidad de doble tubo, y es más fácil apilarlos para la separación de múltiples etapas en plataformas marinas donde el espacio es limitado. Powers et al (1990) [1] ilustraron que los separadores verticales deben construirse de manera que la corriente de flujo entre cerca de la parte superior y pase a través de una cámara de separación de gas / líquido, aunque no son alternativas competitivas a diferencia de los separadores horizontales.
Clasificación por función
Las tres configuraciones de separadores están disponibles para operación bifásica y operación trifásica. En las unidades de dos fases, el gas se separa del líquido y el gas y el líquido se descargan por separado. Los separadores de petróleo y gas están diseñados mecánicamente de manera que los componentes de líquido y gas se separan del vapor de hidrocarburos a una temperatura y presión específicas de acuerdo con Arnold et al (2008). [2] En los separadores trifásicos, el fluido del pozo se separa en gas, aceite y agua y los tres fluidos se descargan por separado. La sección de separación gas-líquido del separador está determinada por el tamaño máximo de gota de remoción usando la ecuación de Souders-Brown con un factor K apropiado. La sección de separación de aceite y agua se mantiene durante un tiempo de retención proporcionado por los datos de las pruebas de laboratorio, el procedimiento operativo de la planta piloto o la experiencia operativa. En el caso de que el tiempo de retención no esté disponible, se utiliza el tiempo de retención recomendado para el separador trifásico en API 12J. Los métodos de dimensionamiento por factor K y tiempo de retención dan tamaños de separadores adecuados. Según Song et al (2010), [3] los ingenieros a veces necesitan más información para las condiciones de diseño del equipo aguas abajo, es decir, carga de líquido para el extractor de neblina, contenido de agua para el deshidratador / desalador de crudo o contenido de aceite para el tratamiento del agua.
Clasificación por presión de funcionamiento
Los separadores de petróleo y gas pueden operar a presiones que van desde un alto vacío hasta 4000 a 5000 psi. La mayoría de los separadores de petróleo y gas operan en el rango de presión de 20 a 1500 psi. Los separadores pueden denominarse de baja presión, media presión o alta presión. Los separadores de baja presión generalmente operan a presiones que van desde 10 a 20 hasta 180 a 225 psi. Los separadores de media presión generalmente operan a presiones que van desde 230 a 250 hasta 600 a 700 psi. Los separadores de alta presión generalmente operan en un amplio rango de presión de 750 a 1500 psi.
Clasificación por aplicación
Los separadores de petróleo y gas pueden clasificarse según su aplicación como separador de prueba, separador de producción, separador de baja temperatura , separador dosificador, separador elevado y separadores de etapa (primera etapa, segunda etapa, etc.).
- Separador de prueba:
Se utiliza un separador de prueba para separar y medir los fluidos del pozo . El separador de prueba puede denominarse probador de pozos o verificador de pozos. Los separadores de prueba pueden ser verticales, horizontales o esféricos. Pueden ser bifásicos o trifásicos. Pueden ser instalados de forma permanente o portátiles (montados sobre patines o remolques). Los separadores de prueba pueden equiparse con varios tipos de medidores para medir el petróleo, el gas y / o el agua para pruebas potenciales, pruebas periódicas de producción, pruebas de pozos marginales, etc.
- Separador de producción:
Un separador de producción se utiliza para separar el fluido de pozo producido de un pozo, grupo de pozos o arrendamiento de forma diaria o continua. Los separadores de producción pueden ser verticales, horizontales o esféricos. Pueden ser bifásicos o trifásicos. Los separadores de producción varían en tamaño de 12 a 15 pies de diámetro , con la mayoría de las unidades de 30 a 10 pies de diámetro. Varían en longitud de 6 a 70 pies, con la mayoría de 10 a 40 pies de largo.
- Separador de baja temperatura:
Un separador de baja temperatura es uno especial en el que el fluido de pozo a alta presión se inyecta en el recipiente a través de un estrangulador o una válvula reductora de presión para que la temperatura del separador se reduzca apreciablemente por debajo de la temperatura del fluido del pozo. La reducción de temperatura se obtiene por el efecto Joule-Thomson de expandir el fluido del pozo a medida que fluye a través del estrangulador o válvula reductora de presión hacia el separador. La temperatura de funcionamiento más baja en el separador provoca la condensación de vapores que de otro modo saldrían del separador en estado de vapor. Los líquidos así recuperados requieren estabilización para evitar una evaporación excesiva en los tanques de almacenamiento.
- Separador dosificador:
La función de separar los fluidos de pozo en petróleo, gas y agua y dosificar los líquidos se puede lograr en un solo recipiente. Estos recipientes se conocen comúnmente como separadores de medición y están disponibles para funcionamiento en dos y tres fases. Estas unidades están disponibles en modelos especiales que las hacen adecuadas para dosificar con precisión aceite espumoso y viscoso pesado.
Funciones principales de los separadores de petróleo y gas
La separación del petróleo del gas puede comenzar a medida que el fluido fluye a través de la formación productora hacia el pozo y puede aumentar progresivamente a través de la tubería, las líneas de flujo y el equipo de manipulación de superficie. Bajo ciertas condiciones, el fluido puede separarse completamente en líquido y gas antes de que llegue al separador de petróleo y gas. En tales casos, el recipiente separador sólo ofrece un "agrandamiento" para permitir que el gas ascienda a una salida y el líquido descienda a otra.
Eliminación de petróleo del gas
La diferencia en la densidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos puede lograr una separación aceptable en un separador de petróleo y gas . Sin embargo, en algunos casos, es necesario utilizar dispositivos mecánicos comúnmente denominados "extractores de neblina" para eliminar la neblina líquida del gas antes de que se descargue del separador. Además, puede ser deseable o necesario utilizar algún medio para eliminar el gas que no es solución del aceite antes de que el aceite se descargue del separador.
Eliminación de gas del petróleo
Las características físicas y químicas del aceite y sus condiciones de presión y temperatura determinan la cantidad de gas que contendrá en solución. La velocidad a la que se libera el gas de un aceite determinado es función del cambio de presión y temperatura. El volumen de gas que un separador de petróleo y gas eliminará del petróleo crudo depende de (1) las características físicas y químicas del crudo, (2) la presión de operación, (3) la temperatura de operación, (4) la tasa de rendimiento, (5) ) tamaño y configuración del separador, y (6) otros factores.
La agitación, el calor, los paquetes de coalescencia especial, los deflectores y los materiales filtrantes pueden ayudar a eliminar el gas no disolución que, de otro modo, podría quedar retenido en el aceite debido a la viscosidad y la tensión superficial del aceite. El gas se puede eliminar de la parte superior del tambor en virtud de que es gas. El aceite y el agua están separados por un deflector en el extremo del separador, que se coloca a una altura cercana al contacto aceite-agua, lo que permite que el aceite se derrame hacia el otro lado, mientras atrapa el agua en el lado cercano. A continuación, los dos fluidos pueden extraerse del separador por sus respectivos lados del deflector. Luego, el agua producida se inyecta de nuevo en el depósito de aceite, se elimina o se trata. El nivel a granel (interfaz gas-líquido) y la interfaz aceite-agua se determinan utilizando instrumentos fijados al recipiente. Las válvulas en las salidas de aceite y agua se controlan para garantizar que las interfaces se mantengan en sus niveles óptimos para que se produzca la separación. El separador solo logrará una separación a granel. Las gotitas de agua más pequeñas no se asentarán por gravedad y permanecerán en la corriente de petróleo. Normalmente, el aceite del separador se dirige a un coalescedor para reducir aún más el contenido de agua.
Separación de agua del aceite
La producción de agua con aceite sigue siendo un problema para los ingenieros y los productores de aceite. Desde 1865, cuando el agua se coproducía con los hidrocarburos, la separación de los valiosos hidrocarburos del agua desechable ha desafiado y frustrado a la industria petrolera. De acuerdo con Rehm et al (1983), [4] la innovación a lo largo de los años ha llevado desde el pozo de desnatado hasta la instalación del tanque de almacenamiento, el cañón de la pistola, el nocaut de agua libre, el coalescedor lleno de heno y, más recientemente, el Performax. Matrix Plate Coalescer, un separador de sedimentación por gravedad mejorado. La historia del tratamiento del agua en su mayor parte ha sido esquemática y espartana. El agua producida tiene poco valor económico y representa un costo adicional para que el productor disponga su eliminación. Hoy en día, los campos petroleros producen mayores cantidades de agua que petróleo. [ cita requerida ] Junto con una mayor producción de agua hay emulsiones y dispersiones que son más difíciles de tratar. El proceso de separación se entrelaza con una gran cantidad de contaminantes a medida que se recupera la última gota de aceite del depósito. En algunos casos, es preferible separar y eliminar el agua del fluido del pozo antes de que fluya a través de reducciones de presión , como las causadas por estranguladores y válvulas . Dicha eliminación de agua puede prevenir las dificultades que el agua podría causar aguas abajo , como la corrosión, que puede denominarse una reacción química que se produce siempre que un gas o líquido ataca químicamente una superficie metálica expuesta. [5] La corrosión suele acelerarse con temperaturas cálidas y también con la presencia de ácidos y sales. Otros factores que afectan la eliminación de agua del aceite incluyen la formación de hidratos y la formación de una emulsión compacta que puede ser difícil de disolver en aceite y agua. El agua se puede separar del aceite en un separador de tres fases mediante el uso de productos químicos y separación por gravedad. Si el separador trifásico no es lo suficientemente grande para separar el agua de manera adecuada, se puede separar en un recipiente extractor de agua libre instalado aguas arriba o aguas abajo de los separadores.
Funciones secundarias de los separadores de petróleo y gas
Mantenimiento de la presión óptima en el separador
Para que un separador de petróleo y gas cumpla sus funciones principales, se debe mantener la presión en el separador para que el líquido y el gas puedan descargarse en sus respectivos sistemas de procesamiento o recolección. La presión se mantiene en el separador mediante el uso de una válvula de contrapresión de gas en cada separador o con una válvula maestra de contrapresión que controla la presión en una batería de dos o más separadores. La presión óptima a mantener en un separador es la presión que dará como resultado el mayor rendimiento económico de la venta de los hidrocarburos líquidos y gaseosos .
Mantenimiento del sello líquido en el separador
Para mantener la presión en un separador, se debe realizar un sello de líquido en la parte inferior del recipiente. Este sello líquido evita la pérdida de gas con el aceite y requiere el uso de un controlador de nivel de líquido y una válvula .
Métodos utilizados para eliminar el petróleo del gas en los separadores.
La separación eficaz del petróleo y el gas es importante no solo para garantizar que se logre la calidad de exportación requerida, sino también para evitar problemas en los equipos de proceso y los compresores posteriores. Una vez que se ha eliminado el líquido a granel, lo que se puede lograr de muchas maneras, las gotas de líquido restantes se separan mediante un dispositivo de desempañado. Hasta hace poco, las principales tecnologías utilizadas para esta aplicación eran ciclones de flujo inverso, almohadillas de malla y paquetes de paletas. Más recientemente, se han desarrollado nuevos dispositivos con una mayor manipulación de gas que han permitido una reducción potencial en el tamaño del recipiente del depurador. Actualmente se están desarrollando varios conceptos nuevos en los que los fluidos se desgasifican antes del separador primario. Estos sistemas se basan en tecnología centrífuga y de turbinas y tienen ventajas adicionales, ya que son compactos e insensibles al movimiento, por lo que son ideales para instalaciones de producción flotantes . [6] A continuación se muestran algunas de las formas en que el petróleo se separa del gas en los separadores.
Diferencia de densidad (separación por gravedad)
El gas natural es más ligero que el hidrocarburo líquido . Las partículas diminutas de hidrocarburo líquido que están temporalmente suspendidas en una corriente de gas natural, por diferencia de densidad o fuerza de gravedad, se depositarán fuera de la corriente de gas si la velocidad del gas es suficientemente lenta. Las gotas más grandes de hidrocarburos se asentarán rápidamente fuera del gas, pero las más pequeñas tardarán más. En condiciones estándar de presión y temperatura , las gotas de hidrocarburo líquido pueden tener una densidad de 400 a 1,600 veces la del gas natural. Sin embargo, a medida que aumentan la presión y la temperatura de funcionamiento, la diferencia de densidad disminuye. A una presión de funcionamiento de 800 psig, el hidrocarburo líquido puede ser sólo de 6 a 10 veces más denso que el gas. Por tanto, la presión de funcionamiento afecta materialmente el tamaño del separador y el tamaño y tipo de extractor de neblina necesario para separar adecuadamente el líquido y el gas. El hecho de que las gotas de líquido puedan tener una densidad de 6 a 10 veces la del gas puede indicar que las gotas de líquido se depositarían rápidamente y se separarían del gas. Sin embargo, esto puede no ocurrir porque las partículas de líquido pueden ser tan pequeñas que tienden a "flotar" en el gas y pueden no depositarse fuera de la corriente de gas en el corto período de tiempo que el gas está en el separador de petróleo y gas. A medida que aumenta la presión de funcionamiento en un separador, disminuye la diferencia de densidad entre el líquido y el gas. Por esta razón, es deseable operar separadores de petróleo y gas a una presión tan baja como sea consistente con otras variables, condiciones y requisitos del proceso.
Vulneración
Si una corriente fluida de gas que contiene líquido , niebla impacta contra una superficie, la niebla líquida puede adherirse y fusionarse en la superficie. Después de que la niebla se fusiona en gotitas más grandes, las gotitas gravitarán hacia la sección líquida del recipiente. Si el contenido de líquido del gas es alto, o si las partículas de niebla son extremadamente finas, pueden ser necesarias varias superficies de impacto sucesivas para lograr una eliminación satisfactoria de la niebla.
Cambio de dirección de flujo
Cuando la dirección del flujo de una corriente de gas que contiene neblina líquida cambia abruptamente, la inercia hace que el líquido continúe en la dirección original del flujo. Por tanto, la separación de la niebla líquida del gas puede efectuarse porque el gas asumirá más fácilmente el cambio de dirección del flujo y fluirá alejándose de las partículas de la niebla líquida. El líquido así eliminado puede coalescer sobre una superficie o caer a la sección de líquido que se encuentra debajo.
Cambio de velocidad de flujo
La separación de líquido y gas puede efectuarse con un aumento o una disminución repentinos de la velocidad del gas. Ambas condiciones utilizan la diferencia de inercia de gas y líquido. Con una disminución de la velocidad, la mayor inercia de la neblina líquida la lleva hacia adelante y lejos del gas. [7] El líquido puede fusionarse en alguna superficie y gravitar hacia la sección de líquido del separador. Con un aumento en la velocidad del gas, la mayor inercia del líquido hace que el gas se aleje del líquido y el líquido puede caer a la sección de líquido del recipiente.
Fuerza centrífuga
Si una corriente de gas que transporta neblina líquida fluye en un movimiento circular a una velocidad suficientemente alta, la fuerza centrífuga arroja la neblina líquida hacia afuera contra las paredes del recipiente. Aquí, el líquido se fusiona en gotitas progresivamente más grandes y finalmente gravita hacia la sección de líquido que se encuentra debajo. La fuerza centrífuga es uno de los métodos más efectivos para separar la neblina líquida del gas. Sin embargo, según Keplinger (1931), [8] algunos diseñadores de separadores han señalado una desventaja en que un líquido con una superficie libre que gira como un todo tendrá su superficie curvada alrededor de su punto más bajo que se encuentra en el eje de rotación. Este nivel falso creado puede causar dificultades para regular el control del nivel de fluido en el separador. Esto se supera en gran medida colocando deflectores de silenciamiento verticales que deben extenderse desde la parte inferior del separador hasta por encima de la salida. La eficiencia de este tipo de extractor de neblina aumenta a medida que aumenta la velocidad de la corriente de gas. Por tanto, para una tasa de rendimiento determinada, será suficiente un separador centrífugo más pequeño.
Métodos utilizados para eliminar el gas del petróleo en los separadores.
Debido a los precios más altos del gas natural , la dependencia generalizada de la medición de hidrocarburos líquidos y otras razones, es importante eliminar todo el gas no soluble del petróleo crudo durante el procesamiento del campo. Los métodos utilizados para eliminar el gas del petróleo crudo en los separadores de petróleo y gas se analizan a continuación:
Agitación
La agitación moderada y controlada, que puede definirse como el movimiento del petróleo crudo con fuerza repentina [9], suele ser útil para eliminar el gas no disolución que puede estar bloqueado mecánicamente en el petróleo por la tensión superficial y la viscosidad del petróleo. La agitación generalmente hará que las burbujas de gas se fusionen y se separen del aceite en menos tiempo del que se requeriría si no se usara la agitación.
Calor
El calor como una forma de energía que se transfiere de un cuerpo a otro da como resultado una diferencia de temperatura. [10] Esto reduce la tensión superficial y la viscosidad del aceite y, por lo tanto, ayuda a liberar el gas retenido hidráulicamente en el aceite. El método más eficaz para calentar el petróleo crudo es pasarlo por un baño de agua caliente. Una placa esparcidora que dispersa el aceite en pequeños arroyos o riachuelos aumenta la efectividad del baño de agua caliente. El flujo ascendente del aceite a través del baño de agua produce una ligera agitación, que es útil para fusionar y separar el gas arrastrado del aceite. Un baño de agua caliente es probablemente el método más eficaz para eliminar las burbujas de espuma del petróleo crudo espumoso. Un baño de agua caliente no es práctico en la mayoría de los separadores de aceite y gas, pero se puede agregar calor al aceite mediante calentadores y / o intercambiadores de calor de encendido directo o indirecto, o se pueden usar extractores de agua caliente calentados o tratadores de emulsión para obtener un Baño de agua caliente.
Fuerza centrífuga
Fuerza centrífuga que puede definirse como una fuerza ficticia, peculiar de una partícula que se mueve en una trayectoria circular, que tiene la misma magnitud y dimensiones que la fuerza que mantiene a la partícula en su trayectoria circular (la fuerza centrípeta ) [11] pero apunta en la dirección opuesta es eficaz para separar el gas del petróleo. El aceite más pesado se lanza hacia afuera contra la pared del retenedor de vórtice mientras que el gas ocupa la parte interior del vórtice. Un vórtice de tamaño y forma adecuados permitirá que el gas ascienda mientras el líquido fluye hacia el fondo de la unidad.
Mediciones de flujo en separadores de petróleo y gas
La dirección del flujo dentro y alrededor de un separador, junto con otros instrumentos de flujo, generalmente se ilustra en el diagrama de tuberías e instrumentación (P&ID). Algunos de estos instrumentos de flujo incluyen el indicador de flujo (FI), el transmisor de flujo (FT) y el controlador de flujo (FC). El flujo es de suma importancia en la industria del petróleo y el gas porque el flujo, como variable principal del proceso, es fundamentalmente importante, ya que su comprensión ayuda a los ingenieros a encontrar mejores diseños y les permite realizar investigaciones adicionales con confianza. Mohan et al (1999) [12] llevaron a cabo una investigación sobre el diseño y desarrollo de separadores para un sistema de flujo trifásico. El propósito del estudio fue investigar el comportamiento del flujo hidrodinámico multifásico complejo en un separador de gas y petróleo de tres fases. Se desarrolló un modelo mecanicista junto con un simulador de dinámica de fluidos computacional (CFD). Estos se utilizaron luego para llevar a cabo una experimentación detallada en el separador trifásico. Los resultados de la simulación experimental y CFD se integraron adecuadamente con el modelo mecanicista. El tiempo de simulación para el experimento fue de 20 segundos con la gravedad específica del aceite de 0,885 y la longitud y el diámetro de la parte inferior del separador fueron de 4 pies y 3 pulgadas respectivamente. El primer conjunto de experimentos se convirtió en una base a través de la cual se utilizaron investigaciones detalladas para realizar y realizar estudios de simulación similares para diferentes velocidades de flujo y también otras condiciones de operación.
Calibración de flujo en separadores de petróleo y gas
Como se indicó anteriormente, los instrumentos de flujo que funcionan con el separador en un entorno de petróleo y gas incluyen el indicador de flujo, el transmisor de flujo y el controlador de flujo. Debido al mantenimiento (que se discutirá más adelante) o debido al alto uso, estos caudalímetros deben calibrarse de vez en cuando. [13] La calibración se puede definir como el proceso de referenciar señales de una cantidad conocida que ha sido predeterminada para adaptarse al rango de medidas requeridas. La calibración también se puede ver desde un punto de vista matemático en el que los caudalímetros se estandarizan determinando la desviación del estándar predeterminado para determinar los factores de corrección adecuados. Para determinar la desviación del estándar predeterminado, la tasa de flujo real generalmente se determina primero con el uso de un medidor maestro, que es un tipo de medidor de flujo que ha sido calibrado con un alto grado de precisión o pesando el flujo para poder obtener una lectura gravimétrica del flujo másico . Otro tipo de medidor utilizado es el medidor de transferencia . Sin embargo, de acuerdo con Ting et al (1989), [14] se ha demostrado que los medidores de transferencia son menos precisos si las condiciones de operación son diferentes de sus puntos calibrados originales. Según Yoder (2000), [15] los tipos de caudalímetros utilizados como medidores maestros incluyen medidores de turbina, medidores de desplazamiento positivo, medidores venturi y medidores Coriolis. En los EE. UU., Los medidores maestros a menudo se calibran en un laboratorio de flujo que ha sido certificado por el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología (NIST). La certificación NIST de un laboratorio de caudalímetros significa que sus métodos han sido aprobados por NIST. Normalmente, esto incluye la trazabilidad del NIST, lo que significa que los estándares utilizados en el proceso de calibración del caudalímetro han sido certificados por el NIST o están vinculados causalmente con los estándares que han sido aprobados por el NIST. Sin embargo, existe una creencia generalizada en la industria de que el segundo método, que implica el pesaje gravimétrico de la cantidad de fluido (líquido o gas) que realmente fluye a través del medidor dentro o fuera de un recipiente durante el procedimiento de calibración, es el método más ideal. para medir la cantidad real de flujo. Aparentemente, la balanza utilizada para este método también tiene que ser rastreable hasta el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología (NIST). [16] Para determinar un factor de corrección adecuado, a menudo no hay un simple ajuste de hardware para que el medidor de flujo comience a leer correctamente. En cambio, la desviación de la lectura correcta se registra en una variedad de caudales. Los puntos de datos se grafican, comparando la salida del medidor de flujo con el caudal real según lo determinado por el medidor maestro o la báscula estandarizada del Instituto Nacional de Estándares y Tecnología.
Controles, válvulas, accesorios y funciones de seguridad para separadores de gas y petróleo
Control S
Los controles necesarios para los separadores de aceite y gas son controladores de nivel de líquido para la interfaz de aceite y aceite / agua (operación trifásica) y una válvula de control de contrapresión de gas con controlador de presión. Aunque el uso de controles es costoso, lo que hace que el costo de los campos operativos con separadores sea tan alto, las instalaciones han resultado en ahorros sustanciales en el gasto operativo general, como en el caso de los 70 pozos de gas en Big Piney, Wyoming, avistado por Fair (1968). . [17] Los pozos con separadores se ubicaron por encima de los 7.200 pies de altura, con un rango de hasta 9.000 pies. Las instalaciones de control estaban lo suficientemente automatizadas para que las operaciones de campo alrededor de los controladores pudieran operarse desde una estación de control remoto en la oficina de campo usando el Control Distribuido Sistema . Con todo, esto mejoró la eficiencia del personal y la operación del campo, con el correspondiente aumento en la producción del área.
Valvulas
Las válvulas necesarias para los separadores de aceite y gas son la válvula de control de descarga de aceite, la válvula de control de descarga de agua (operación trifásica), las válvulas de drenaje, las válvulas de bloqueo, las válvulas de alivio de presión y las válvulas de cierre de emergencia (ESD). Las válvulas ESD generalmente permanecen en posición abierta durante meses o años esperando una señal de comando para operar. Se presta poca atención a estas válvulas fuera de los plazos de entrega programados. Las presiones de la producción continua a menudo alargan estos intervalos aún más. Esto conduce a la acumulación o corrosión en estas válvulas que les impide moverse. Para aplicaciones críticas para la seguridad, se debe garantizar que las válvulas funcionen bajo demanda. [18]
Accesorios
Los accesorios necesarios para los separadores de aceite y gas son manómetros, termómetros , reguladores reductores de presión (para gas de control), mirillas de nivel, cabezal de seguridad con disco de ruptura, tubería y tubería.
Funciones de seguridad para separadores de petróleo y gas
Los separadores de petróleo y gas deben instalarse a una distancia segura de otros equipos alquilados. Cuando se instalen en plataformas marinas o muy cerca de otros equipos, se deben tomar precauciones para evitar lesiones al personal y daños al equipo circundante en caso de que el separador o sus controles o accesorios fallen. Se recomiendan las siguientes características de seguridad para la mayoría de los separadores de aceite y gas.
- Controles de nivel de líquido alto y bajo:
Los controles de nivel de líquido alto y bajo normalmente son pilotos operados por flotador que accionan una válvula en la entrada al separador, abren una derivación alrededor del separador, hacen sonar una alarma de advertencia o realizan alguna otra función pertinente para evitar daños que puedan resultar de niveles de líquido altos o bajos en el separador.
- Controles de alta y baja presión:
Los controles de alta y baja presión están instalados en los separadores para evitar que presiones excesivamente altas o bajas interfieran con las operaciones normales. Estos controles de alta y baja presión pueden ser mecánicos, neumáticos o eléctricos y pueden hacer sonar una advertencia, activar una válvula de cierre , abrir una derivación o realizar otras funciones pertinentes para proteger al personal, el separador y el equipo circundante.
- Controles de alta y baja temperatura:
Se pueden instalar controles de temperatura en los separadores para cerrar la unidad, para abrir o cerrar un desvío a un calentador, o para hacer sonar una advertencia en caso de que la temperatura en el separador sea demasiado alta o demasiado baja. Estos controles de temperatura no se utilizan normalmente en los separadores, pero pueden ser apropiados en casos especiales. Según Francis (1951), los controles de baja temperatura en los separadores es otra herramienta utilizada por los productores de gas que encuentra su aplicación en los campos de gas de alta presión, generalmente denominados depósitos de "fase de vapor". Las bajas temperaturas que se obtienen de la expansión de estas corrientes de gas a alta presión se utilizan con una ventaja rentable. Una recuperación más eficiente del condensado de hidrocarburo y un mayor grado de deshidratación del gas en comparación con la instalación convencional de calentador y separador es una ventaja importante de los controles de baja temperatura en los separadores de petróleo y gas. [19]
- Válvulas de alivio de seguridad:
Por lo general, se instala una válvula de alivio de seguridad con resorte en todos los separadores de aceite y gas . Estas válvulas normalmente se ajustan a la presión de diseño del recipiente. Las válvulas de alivio de seguridad sirven principalmente como advertencia y, en la mayoría de los casos, son demasiado pequeñas para manejar la capacidad de fluido nominal total del separador. Se pueden usar válvulas de alivio de seguridad de capacidad total y se recomiendan particularmente cuando no se usa un cabezal de seguridad (disco de ruptura) en el separador.
- Cabezales de seguridad o discos de ruptura:
Un cabezal de seguridad o disco de ruptura es un dispositivo que contiene una membrana metálica delgada que está diseñada para romperse cuando la presión en el separador excede un valor predeterminado. Por lo general, esto es de 1 1/4 a 1% de la presión de diseño del recipiente separador. El disco del cabezal de seguridad generalmente se selecciona de manera que no se rompa hasta que la válvula de alivio de seguridad se haya abierto y sea incapaz de evitar la acumulación excesiva de presión en el separador.
Consideraciones de operación y mantenimiento para separadores de petróleo y gas
Durante la vida útil de un sistema de producción, se espera que el separador procese una amplia gama de fluidos producidos. Con la ruptura de la inundación de agua y la circulación de elevación de gas expandida, el corte de agua fluida producida y la relación gas-petróleo están cambiando constantemente. En muchos casos, la carga de fluido del separador puede exceder la capacidad de diseño original del recipiente. Como resultado, muchos operadores encuentran que su separador ya no puede cumplir con los estándares requeridos para efluentes de agua y petróleo, o experimentan un alto arrastre de líquido en el gas según Power et al (1990). [20] A continuación se analizan algunas consideraciones y mantenimiento operacional:
Inspección periódica
En las refinerías y plantas de procesamiento, es una práctica normal inspeccionar todos los recipientes a presión y las tuberías periódicamente para detectar corrosión y erosión. En los campos petroleros, esta práctica generalmente no se sigue (se inspeccionan con una frecuencia predeterminada, normalmente decidida por una evaluación RBI) y el equipo se reemplaza solo después de una falla real. Esta política puede crear condiciones peligrosas para el personal operativo y el equipo circundante. Se recomienda que se establezcan y se sigan programas de inspección periódica para todos los equipos a presión para proteger contra fallas indebidas.
Instalación de dispositivos de seguridad
Todos los dispositivos de alivio de seguridad deben instalarse lo más cerca posible del recipiente y de tal manera que la fuerza de reacción de los fluidos de escape no rompa, desenrosque o desaloje de otro modo el dispositivo de seguridad. La descarga de los dispositivos de seguridad no debe poner en peligro al personal ni a otros equipos.
Baja temperatura
Los separadores deben funcionar por encima de la temperatura de formación de hidratos . De lo contrario, se pueden formar hidratos en el recipiente y taparlo parcial o completamente, reduciendo así la capacidad del separador. En algunos casos, cuando la salida de líquido o gas está obstruida o restringida, esto hace que la válvula de seguridad se abra o el cabezal de seguridad se rompa. Los serpentines de vapor se pueden instalar en la sección de líquido de los separadores de gas y petróleo para fundir los hidratos que puedan formarse allí. Esto es especialmente apropiado en separadores de baja temperatura.
Fluidos corrosivos
Un separador que maneja fluido corrosivo debe revisarse periódicamente para determinar si es necesario realizar algún trabajo de reparación. Los casos extremos de corrosión pueden requerir una reducción en la presión de trabajo nominal del recipiente. Se recomiendan pruebas hidrostáticas periódicas, especialmente si los fluidos que se manipulan son corrosivos. El ánodo desechable se puede utilizar en separadores para protegerlos contra la corrosión electrolítica . Algunos operadores determinan el espesor del cabezal y la carcasa del separador con indicadores de espesor ultrasónicos y calculan la presión de trabajo máxima permitida a partir del espesor restante del metal. Esto debe hacerse anualmente en alta mar y cada dos o cuatro años en tierra.
Ver también
- Diagrama de instrumentos y tuberias
- Dinámica de fluidos
- Dinámica de fluidos computacional
- Ecuación de Souders-Brown
- Efecto Joule-Thomson
- Separador vapor-líquido
- Condensado de gas natural
- Planta de producción de aceite
- Calor
- Separador ciclónico
- Válvula
- Ley de Stokes
- Seguridad
enlaces externos
- El separador de Flottweg : parámetros y factores de influencia para obtener los mejores resultados de separación posibles, incluido el vídeo del separador
- Ilustración gráfica de cómo se ve la estructura interna de un separador de petróleo y gas : esto muestra cómo se encuentran los internos antiespumantes, los internos coalescentes, los internos del desempañador, el desempañador de malla de alambre, los eliminadores de niebla de paletas, los internos de desanding, los rompevórtices y otros componentes internos de un separador típico. dispuestos en el separador.
- Disposición típica de P&ID para recipientes separadores trifásicos : el diagrama de tuberías e instrumentación (P&ID) ilustra la dirección del flujo dentro y alrededor de un separador de petróleo y gas. Asimismo, muestra la conectividad de otros instrumentos, por ejemplo, válvulas, controlador de nivel, indicador de nivel, indicador de flujo, transmisor de flujo, indicador de presión, transmisor de presión, etc. alrededor del separador.
- Simulación de dinámica de fluidos computacional (CFD) que ilustra un separador de agua, gas y petróleo de tres fases : esto ilustra la dirección del flujo en el separador.
- Calculadora rápida para el tamaño del tambor de extracción horizontal : se basa en el tiempo de asentamiento requerido para que se separen las gotas de líquido de un tamaño mínimo determinado.
Referencias
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