facilidades de superficie 3

8/18/2019 Facilidades de Superficie 3

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La mayoría de los separadores utilizan como mecanismo principal de

extracción de neblina, la fuerza centrífuga o el principio de choque. En ambos

métodos, las pequeñas gotas del líquido se separan de la corriente de gas en

forma de grandes gotas, que luego caen a la zona de recepción de líquidos.

Sección de acumulación de líquidos

Los líquidos separados en las secciones anteriores se acumulan en la parte

inferior del separador, por lo tanto, se requiere de un tiempo mínimo de

retención que permita llear a cabo el proceso de separación.

!ambién deber" tener olumen suficiente y equipo de control del líquido,apropiado para controlar las ondulaciones de líquido que puedan ocurrir en

operaciones normales de las instalaciones particulares.

Fig. 12 Esquema de secciones de un separador


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Fuente: #anual de diseño de proceso separación $Gas Conditioning and

Processing%

Mecanismos de Separación

Choque:

El choque de la mezcla a la entrada del separador propondr" la dispersión de

los fluidos de diferente densidad.

Cambio de velocidad:

&sociado al principio de inercia, los cambios de elocidad se manifestar"n en

una reducción de elocidad de cada una de las fases en forma diferente y

consecuente con sus densidades.

Cambio de dirección:

Existe la tendencia a la separación entre fases, cuando al fluido se le modifica

su dirección, generada por la diferencia de densidad de los fluidos.

Tiempo de residencia:

' de retención, es el tiempo que le llea al fluido pasar por el separador. (ara

un determinado caudal o flu)o, éste tiempo est" fundamentado por el olumen

disponible. Est" dado por el di"metro del separador, el largo, y el niel de


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líquido de operación. *n aumento de estos par"metros causar" un aumento en

el tiempo de residencia. El tiempo de residencia es necesario para obtener una

buena separación, pero posee una estrecha inculación con la presión,

temperatura y características del fluido.

#"s iscosidad + #ayor tiempo de residencia

#enor iscosidad + #enor tiempo de residencia

Factores que aectan la eiciencia del separador

!amaño de las partículas del liquido

elocidad del gas

(resión de separación

!emperatura de separación

-ensidades de líquido y gas

iscosidad del gas

!elocidad del gas

Los separadores se diseñan de tal forma que las partículas de líquidos

mayores a // micras sean separadas en la sección secundaria y las

partículas m"s pequeñas en la sección de extracción de niebla. *n incremento

en la elocidad del gas ocasiona arrastres repentinos de baches de líquidos

en el flu)o de gas que sale del separador.

Temperatura de separación

& medida que disminuye la temperatura de separación se incrementa la

recuperación de líquidos en el separador pero ocasiona grandes pérdidas por

eaporación en el tanque y en efecto es la disminución de la capacidad de

separación.


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"roceso de separación

Los fluidos ingresan al separador por su sector medio, circulan por el interior

del equipo durante un cierto tiempo mientras se produce el fenómeno de

separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido. -urante esteproceso las burbu)as de gas ascienden a la parte superior del separador por

ser m"s liianas, y los líquidos an descendiendo por ser m"s pesados y se

acumulan en la parte inferior. 0i el caudal que recibe el separador es alto, la

elocidad de circulación del gas en el interior del mismo ser" eleada y puede

arrastrar hacia la parte superior a las gotas m"s pequeñas de petróleo

pulerizado. (ara eitar estas pérdidas y faorecer la separación, se diseñan

deflectores de turbulencia, deflectores de condensación y filtros re)illas como

elementos internos del equipo. Estos dispositios, como los extractores de

nieblas, que se colocan en el interior de un separador, normalmente se diseñan

para permitir que el gas pase a traés de los mismos pero efectuando bruscos

cambios de dirección.

&l mismo tiempo, esta corriente de gas impacta contra una superficie de

choque, produciéndose la coalescencia $agrupación% de las partículas, las que

al aumentar de tamaño caen por graedad a la parte inferior del equipo.

#l proceso ser$ entonces:

&segurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de traba)o.

-isminuir la elocidad de flu)o de la mezcla al ingresar al equipo1

&yudar a la separación mec"nicamente con barreras de choque, tubos

ciclónicos y mallas de retención de niebla1

-arle al flu)o el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. *n

tiempo de retención de a 2 minutos puede ser suficiente si no existe la

formación de espuma, en caso contrario puede ser necesario 3 a 4/

minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y de la

configuración del equipo.


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T%&T&M'#(T) *# C%+*) ,#M+-S')(#S

*na instalación de tratamiento de crudo comienza con la separación de los

fluidos proenientes del pozo en tres fases $petróleo, gas y agua% y sigue con el

procesamiento de cada una de ellas para ponerlas 5en especificación6 de enta$gas y petróleo% o de recicla)e para uso $agua%.

En la actualidad dos terceras partes de la producción mundial de crudo se

obtiene en forma de emulsión, que necesariamente debe ser tratada.

El agua salada fluye con el aceite en forma de pequeñas gotas dispersas en

forma estable en la masa del aceite, este caso es una emulsión.

#mulsiones

*na emulsión se puede definir como una preparación compuesta a base de

dos líquidos inmiscibles de los cuales unos est"n distribuido en el otro en forma

de pequeñas gotas estabilizadas por un tercer componente, el agente

emulsionante.

La emulsión se caracteriza por su alto contenido de agua, el cual le confiere un

olumen importante que dificulta el uso y disposición final del crudo. La

utilización de tratadores, especialmente térmicos, en estaciones de descarga

es una de las alternatias tecnológicas para me)orar la gestación y tratamiento

de crudo. Estos tienen como función producir crudo limpio y agua de proceso

en las estaciones.

El petróleo tiene agentes emulsionantes naturales como7 asfaltenos, resinas,

parafinas, compuestos naftenicos, porfirinas y solidos finamente dispersados

como arcillas, sedimentos, incrustaciones, productos de corrosión.


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Fig.1/ Emulsiones

Fuente: !ratamiento de crudos $textos de consulta de tratamiento de fluidos%

Clasiicación de las emulsiones

0e clasifican en base a7

1. Seg0n la naturalea de la ase eterna

emulsiones de agua en petróleo $89o%

emulsiones de petróleo en agua $o98%

emulsiones m:ltiples $o989o%

&gentes emulsionantes

Suractantes.

&gentes tensoactios con capacidad para absorberse sobre la interface del

sistema muy ba)as concentraciones, en forma de una capa mono9molecular

orientada o mono9capa modificado así las tensiones superficiales e

interfaciales.

Materiales que representan en la naturalea.


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Este tipo de compuesto es obtenido casi sin alteración de las fuentes naturales,

se denominan agentes emulsionantes auxiliares.

Solidos inamente divididos

0on estabilizantes afectios de emulsiones en arias aplicaciones.

0ales b"sicas de los metales, negro humo, sílice en polo y diferentes arcillas

$bentonita%.

"rocesos de *eshidratación 3 tratamiento

*na ez que el crudo es producido a niel de fondo de pozo, la producción

proeniente de los diferentes pozos se llea a un m:ltiple de producción,

compuesto a su ez por tres subm:ltiplos de acuerdo a la presión de línea en

ba)a, alta y de prueba.

Est" constituido por tuberías de ; pulgadas de di"metro a traés de las cuales

circula la mezcla gas9crudo9agua que pasar" posteriormente a los separadores

gas9líquido donde se elimina el gas disuelto.

Luego la emulsión pasa a un separador graitacional para eliminar el agua libre

y el crudo no emulsionado. La emulsión restante se llea al sistema de

tratamiento seleccionado para la aplicación de calor y


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Fig. 14 (resentación esquem"tica d una estación de flu)o para deshidratar

crudo

Fuente: =acilidades de superficie en la industria petrolera $Eduardo &. &guirre%

La deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual se separa el agua

asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr

reducir su contenido a un porcenta)e preiamente especificado. >eneralmente,

este porcenta)e es igual o inferior al ? de agua.

*na parte del agua producida por el pozo petrolero, llamada agua libre, se

separa f"cilmente del crudo por acción de la graedad, tan pronto como la

elocidad de los fluidos es suficientemente ba)a. La otra parte del agua est"

íntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsión de gotas de

agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión agua


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Aon este método se separa el agua de formación que es el mayor olumen del

fluido, no se separa el agua emulsionada por lo que se requiere la aplicación de

métodos din"micos.

Fig. 15 #étodo de deshidratación de crudos

Fuente: !ratamiento de crudos $>ómez Aabrera Bosé. &.%

*eshidratación din$mica

Es el proceso mediante el cual la deshidratación del crudo se realiza en forma

continua las 4C horas del día.

>eneralmente se realizan mediante tanque de laados en los cuales se

mantiene un colchón de agua, donde el crudo se laa, separados bif"sicos,

trif"sicos, deshidratadores electrost"ticos.

M6todos para la deshidratación

Los métodos de deshidratación combinan efectos cuyo propósito es similar los

agentes emulsionantes naturales o modificar suficientemente sus propiedades,con los que promueen el acercamiento de las gotas para facilitar su

coalescencia.

M6todo gravim6trico o gravitacional

El asentamiento graitacional se llea a cabo en grandes recipientes llamados

tanques, sedimentadores, tanques de laado, y eliminadores de agua libre

$E&L%.


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Los eliminadores de agua libre $E&L% son utilizados solamente para remoer

grandes cantidades de agua libre, la cual es agua producida en la corriente,

pero que no est" emulsionada y se asienta f"cilmente en menos de / D 4/

minutos.

El crudo de salida de un E&L todaía contiene desde hasta 2/? de agua

emulsionada. En el interior de estos recipientes que son de simple

construcción, se encuentran fables para direccionar el flu)o y platos de

coalescencia.

El agua es remoida por la fuerza de la graedad y esta remoción prooca

ahorros en el uso de combustible de los calentadores.

Los compuestos químicos rompedores de emulsión pueden, ser adicionados a

la alimentación del recipiente.

'tro sistema que es muy importante mencionar son los tanques de laado o

com:nmente llamados 5>un arrels6, estos recipientes usualmente operan con

media parte de agua y otra parte lo cubre el aceite, la alimentación de crudo se

realiza por la parte inferior por medio de distribuidores de tal manera que el

agua que iene con el aceite entre en contacto con el agua del recipiente para

que la coalescencia del agua se llee a cabo, cabe hacer mención que para

una mayor eficiencia de separación agua aceite se usan desemulsificantes

químicos.

M6todo t6rmico

-esde el comienzo de la industria petrolera, la adición de calor se considera

beneficiosa para la deshidratación de crudos.

Aonsiste en disminuir la tensión interfacial para propiciar la coalescencia del

micro gotas de agua, disminuye la iscosidad y la densidad de un crudo.

Los tratadores9calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función

de la forma en que se aplica el calor.

-ependiendo del tipo de crudo y la temperatura requerida para ladeshidratación se tiene7 tratadores de tipo directo y tratador de tipo indirecto.


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Tratadores de tipo directo

En los tratadores9calentadores de tipo directo el calor es transferido por

contacto directo de la corriente alimentada con el calentador. 0e aplica

b"sicamente en crudos pesados que requieran temperaturas de calentamiento

igual o mayores a F/ G= la cual se logra haciendo pasar el crudo directamente

a traés de calentadores.

Tratamiento indirecto

0e aplica b"sicamente en crudos medianos o pesados que requieran

temperaturas de calentamiento en el orden de ;/ G= se alcanza inyectando

agua caliente a la línea de crudo. 0e utilizan calentadores similares a los

anteriores llamados hornos, para el calentamiento del agua.

M6todo químico

El tratamiento químico consiste en aplicar un producto demulsificante sintético

denominado en las "reas operacionales de la industria petrolera como 5química

deshidratante6, el cual debe ser inyectado tan temprano como sea posible a

niel de superficie o en el fondo del pozo.

Esto permite m"s tiempo de contacto y puede preenir la formación de

emulsión corriente aba)o. La inyección de demulsificante antes de una bomba,

asegura un adecuado contacto con el crudo y minimiza la formación de

emulsión por la acción de la bomba.

M6todo mec$nico

El tratamiento mec"nico se caracteriza por utilizar equipos de separación

est"tica y din"mica que permiten la dispersión de las fases de la emulsión y

aceleran el proceso de separación.

La utilización de métodos mec"nicos por si solo son muy poco :tiles para el

tratamiento de emulsiones, sin embargo unido al tratamiento químico resulta

ser eficientes.


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Tratamiento el6ctrico

Este método se utiliza en combinación con los métodos químicos, mec"nicos y

térmicos en la deshidratación de crudos. Aonsiste en utilizar un campo

eléctrico, relatiamente fuerte, que induce una orientación polarizada de cargassobre las moléculas en las superficies de las gotas de agua. Los cambios de

polaridad del campo eléctrico aplicado ocasionan una alta frecuencia de

choques entre las gotas de agua, con el que se acelera la coalescencia y se

reduce significatiamente el tiempo de reposo requerido por el crudo tratado.

T%&T&*)%#S ,"#T%7-#) 8 &9+&

Tratadores t6rmicos

0on equipos est"ticos de producción de petróleo crudo empleados para

separar emulsiones de fluidos compuestos por petróleo y agua en sus

componentes. Este tratamiento térmico se realiza al fluido emulsionado con la

finalidad de producir petróleo limpio y agua de proceso.

*n tratador térmico es un dispositio que combina distintos equipos utilizados

para procesar una emulsión en un recipiente utilizado químicos, calor,

elocidad de asentamiento, electricidad.

Los tratadores pueden ser diseñados erticales como horizontales y

especificaciones del cliente.

La función de los tratadores térmicos es eitar sobrecargas en las líneas de

tuberías de transporte hasta las plantas de tratamiento, ahorrar energía de

procesamiento en su refinación y cumplir con los requisitos de contenido

m"ximo de agua en el crudo.

La emulsión que entra con)untamente con el químico agregado cae a traés de

los quemadores. El agua libre cae hacia fondo. La emulsión luego continua a

una segunda sección del tanque donde el agua que separa de la emulsión cae

al fondo y el aceite limpio es eacuada por la salida.

Fig. 1 !ratadores térmicos


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Fuente: #ane)o de la (roducción en la 0uperficie 5=acultad de Hngeniería6

Tratadores termo;electrost$ticos

Los tratadores termo9electrost"ticos son la tecnología m"s aanzada para la

separación de agua del petróleo hasta especificación de enta. *n solo de

estos equipos reemplaza a los ie)os tanques cortantes y laadores.

Los tratadores termo9electrost"ticos permiten el acondicionamiento del petróleo

para poder retirar del mismo su contenido de agua y darle alor de enta.


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El contenido de agua tipo de entrega en un tratador es de entre /? y 2/? y

se logran salidas de menos del ?.

Fig.1< !ratadores electrost"ticos

Fuente: #ane)o de la (roducción en la 0uperficie. 5=acultad de Hngeniería.6

Tratador #lectro;=uímicos

Los tratadores electroest"ticos o electroquímicos son similares a los

calentadores horizontales, salo por que en ellos se utiliza eléctrica de alto

olta)e $corriente alterna o corriente directa%. La electricidad con)untamente con

los productos químicos con frecuencia constituye un medio eficaz para romper

las emulsiones. En el caso de los tratadores electrost"ticos, la emulsión

desciende a traés del campo eléctrico y las gotas de agua reciben una

descarga eléctrica.


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Tratadores verticales

0on los m"s usados para tratar corrientes de pozos indiiduales. El flu)o entra

por la parte superior del tratador, el cual puede ser dimensionado para separar

gas del flu)o de entrada. 0i el tratador est" localizado después de un separador,este cambio es pequeño. La sección de gas puede tener un desiador de

entrada y eliminador de niebla.

Tratadores horiontales

Hnstalaciones de arios pozos requieren estos tratadores. El flu)o entra por la

parte delantera superior del tratador donde se libera el gas. El líquido cae a la

ecindad de la interfase agua9aceite donde el agua libre es separada. &ceite y

emulsión suben y pasan a traés de los quemadores para luego llegar a la

c"mara de surgencia de aceite.

La interfase agua9aceite en la sección de entrada es regulada por un

controlador de niel de interfase que opera la "lula de aciar el gas libre.

>ombas de 'n3ección de química

!iene la función de preenir la formación y


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la emulsión se ha determinado, es el deber del empleado a)ustar la bomba

inyectora para agregar la cantidad necesaria.

La mayoría de los diseños del equipo de producción especifican la inyección de

compuestos químicos en el cabezal del pozo, o corriente arriba del separador.

(or supuesto, la presión a esos puntos de la tubería es m"s alta que la de la

atmósfera.

(or lo tanto, la mayoría de las bombas de inyección de substancias químicas

se fabrican para superar las presiones que com:nmente se encuentran en las

líneas de flu)o de los pozos de petróleo.

Fig.1? ombas de Hnyección de química

Fuente: #anual de diseño de proceso separación $Gas Conditioning

andProcessing%

*epuradores o calentadores ,para crudos pesados

*epuradores de 9as

#uchos depuradores de gas ertical y horizontal donde el gas ha sido

preiamente separado, limpiado, transportado y


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de gas son generalmente son utilizados para asegurar que el gas no contenga

materiales que puedan ir en detrimento para los equipos, de manera tal que el

depurador es instalado para proteger los compresores, deshidratadores,

endulzadores, medidores y reguladores.

&lguno de los usos para depuradores de gas son7 limpiar gas para combustible

para calentadores, heridores, generadores de apor, motores1 para gas de

control para plantas de procesamiento y equipos1 aguas arriba del compresor1

&guas arriba de deshidratadores y endulzadores1 &guas aba)o de

deshidratadores y endulzadores para conserar los fluidos del proceso1 &guas

arriba del sistema de distribución de gas1 &guas arriba de y en líneas de

transmisión de gas para remoer líquidos entrantes, costras de metal oxidado,

y polo1 &guas arriba yas ig.2A Aalentadores

http://www.monografias.com/trabajos6/turbo/turbo.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos6/turbo/turbo.shtml


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Fuente: =acilidades de superficie en la industria petrolera $Eduardo &. &guirre%

*esalación

'tro de los elementos indeseables del crudo para su comercialización son las

sales.

0e eliminan para eitar corrosión e incrustaciones en los circuitos por donde

circula el petróleo.


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El proceso se realiza por laado del petróleo con agua dulce, ya sea

inyect"ndola en los oleoductos o pasando el petróleo a traés de un colchón

laador.

Fundamento

El petróleo pasa a traés de un colchón de agua dulce de un tercio de la altura

del tanque, este se remuea constantemente para eitar la saturación con

sales, los colchones saturados no desalan.

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