BATERÍA DE SEPARACIÓN DE HIDROCARBUROS La batería de separación de hidrocarburos es el proceso que consiste en la separación de la fase gas-liquido de la mezcla de hidrocarburos provenientes de los pozos productores de un mismo yacimiento, con el propósito de transportar y distribuir de manera eficiente hacia las instalaciones de refinación más cercana para su procesamiento (Complejos Procesadores de Gas y Complejos de Refinación). Las instalaciones de proceso de producción primaria, en el país como son las baterías de separación, se diseñan y construyen para manejar la capacidad máxima esperada de los campos petroleros. Se definen tres tipos de baterías de separación de hidrocarburos de acuerdo a su presión de Operación: Alta presión AP 56-90 Km/cm². Presión intermedia IP 35-55 Km/cm² Baja presión BP 2-34 Km/cm² La selección de las condiciones de operación del equipo requerido para la separación en la producción de hidrocarburos, depende fundamentalmente de los objetivos que se pretendan alcanzar. Generalmente estos se orientan a incrementar el ritmo de producción, maximizar la producción de hidrocarburos líquidos. Afluencia De Pozos A La Batería Lo hacen interconectados (empatados) con uno o más pozos, los diámetros de estas líneas son de 3” ó 4”. Al llegar la línea de descarga a la instalación, ésta se conecta al manifold a través de una bayoneta, estos manifold pueden tener varias entradas para conectar pozos fluyentes hacia la batería de separación a través de una línea de descarga (L.D.) que también conocemos como línea de flote y normalmente lo hacen en forma individual, pero en algunos casos por necesidades de operación los pozos, dependiendo éstos del volumen por manejar, cada rama se encuentra constituida por una válvula de retención y 2 de bloqueo, quedando éstas colocadas, una en la línea de producción general y la otra en la línea de prueba o medición. La afluencia de los pozos a una batería puede ser en forma individual o colectiva y fluir en forma alternada o al mismo tiempo. Tomando en consideración la posición estratégica de la instalación en relación con la localización de los pozos, éstos pueden fluir en forma continua o bacheada, asimismo con mayor o menor presión tomando en cuenta la distancia entre el pozo y la batería de separación, ya que a mayor distancia mayor contrapresión, menor distancia menor contrapresión y mayor velocidad, así mismo depende de la orografía también por esa razón la afluencia de los pozos a una batería de separación debe ser regulada y controlada. Baterías de Separación Las baterías de separación son instalaciones convenientes para poder comprobar la producción individual de un pozo o de un número determinado de pozos; las funciones de una batería de separación son múltiples. Separa el aceite, el gas, el agua y los sólidos en suspensión. Mide los volúmenes producidos Estudia las propiedades y producción de cada pozo sometido a prueba Inicia el tratamiento de deshidratación y desalado de crudo
Almacena el aceite producido Envía el aceite a las refinerías Para desempeñar las funciones anteriormente descritas, las baterías de separación constan de los siguientes elementos. Cabezal De Recolección De Pozos Es un conjunto de líneas a donde llegan y están conectados cada uno de los pozos que conforman la batería y sirven para efectuar la recolección y distribución de la producción obtenida, están fabricados con tubería de diámetros diversos, 4”, 6”, 8”, 10”. En ellos van instaladas válvulas de compuerta para permitir el seccionamiento rápido en cualquier parte de la instalación, igualmente cuentan con válvulas de retención (check) para evitar el flujo en sentido inverso, generalmente en la llegada de los pozos todas las válvulas instaladas operan manualmente. Hay una gran variedad de diseños de cabezales de recolección, pero los más comunes en las baterías de separación, a la llegada de los pozos son dos: el fabricado a base tubería, conexiones y válvulas En estos cabezales se cuenta con indicadores de presión y/o manógrafos, los cabezales que se pueden encontrar en una batería determinada, operan a una presión aproxima de: Cabezal de super baja 1.5 Kg/cm2 Cabezal de baja presión 6 Kg/cm2 Cabezal de intermedia 25 Kg/cm2 Cabezal de alta presión 70 Kg/cm2 Cabezal de medición Separadores Separador Es un recipiente utilizado en el campo para remover las corrientes líquidas del pozo, y de los componentes gaseosos, a esta separación se le conoce también como estabilización del aceite crudo. Los separadores son dispositivos mecánicos construidos en forma de tanques cilíndricos metálicos, provistos en su interior de los aditamentos necesarios para que la mezcla de aceite crudo , gas, agua y sólidos en suspensión que les entra, sufra choques, expansiones, cambio de dirección y de velocidad súbita. Las láminas que forman el cuerpo del separador generalmente están unidas por soldadura, teniendo así un dispositivo herméticamente cerrado en el cual es difícil que ocurran fugas de fluidos, y en caso de que se presenten se pueden reparar con facilidad. Los separadores de aceite y gas están diseñados para operar bajo una variedad de condiciones tales, como la presión de separación, la cual puede variar desde una presión menor que la atmósfera hasta las presiones denominadas altas. Descripción De Un Separador En esta parte se trata de describir las partes de un separador y los diferentes tipos mencionados brevemente las características de operación de los de dos y tres fases, en sus formas horizontal y vertical. Como ya se había mencionado un separador es el equipo utilizado para separar corrientes de aceite y gas que provienen directamente de los pozos; las relaciones gas-aceite de las corrientes disminuyen en ocasiones, debido a las cabezadas de líquido que repentinamente se presentan, siendo estas mas frecuentes cuando los pozos producen por medios artificiales, como es el bombeo neumático. Descripción Y Clasificación Del Equipo De Separación. Los equipos de separación como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para separar mezcla de líquido y gas, las mezclas de líquido y gas se presentan en los campos petroleros
principalmente por las siguientes causas: a) Por lo general los pozos producen líquido y gas mezclados en un solo flujo. b) Hay líneas en las que solamente se maneja líquido ó gas; pero debido a los cambios de presión, y temperatura que se producen a través de su transporte, hay vaporización de líquido o condensación de gas, dando lugar al flujo de dos fases. c) En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos de los compresores y equipos de proceso en cantidades apreciables. Las razones principales por las que es importante efectuar una separación adecuada líquido y gas son: a) En campos de gas y aceite, donde no se cuenta con el equipo de separación adecuado y además se quema el gas, una cantidad considerable de aceite ligero que arrastra el flujo de gas también se quema, ocasionando grandes pérdidas, sobre todo sí se considera que el aceite ligero es el de más alto valor comercial. b) Aunque el gas se transporte a una cierta distancia para tratarlo, es conveniente eliminar la mayor cantidad de líquido, ya que éste ocasiona problemas, tales como corrosión y abrasión del equipo de transporte, aumento en las caídas de presión y disminución en la capacidad de transporte de las líneas. c) Como se menciona, el flujo de gas arrastra frecuentemente líquidos de proceso, como el glicol, los cuales se deben recuperar ya que tienen un valor comercial considerable. En la industria petrolera, entre los equipos de separación que se utilizan con mayor frecuencia, están los siguientes separadores, son equipos utilizados para separar las corrientes de aceite y gas que provienen directamente de los pozos. Separadores a baja temperatura, estos dispositivos se utilizan para la separación de gas y condensados, a baja temperatura mediante una expansión, están diseñados para manejar y unir los hidratos (cuerpo químico compuesto de agua y óxido metálico o ácido), que se pueden formar al disminuir la temperatura del flujo. Eliminadores Estos dispositivos se utilizan para eliminar los líquidos de una corriente de gas a alta presión, se utilizan generalmente en los sistemas de separación a baja temperatura, algunos eliminadores solo separan agua de las corrientes de gas y se les conoce con el nombre de separadores coalescedores. Depuradores (Rectificadores) Son dispositivos que se utilizan para separar corrientes con muy altas relaciones gas-líquido (RGA), se aplican también para separar gotas muy pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas, ya que estas no son eliminadas generalmente por un separador ordinario; dentro de este tipo específico de separadores están los depuradores de polvo y los filtros. Que eliminan además de las gotas pequeñas de líquidos, el polvo arrastrado por la corriente de gas, es muy recomendable instalar depuradores antes de la compresora, con el fin de protegerlas de los daños que pueden causar las impurezas arrastradas por el gas. Operación de Separadores y Rectificadores de Alta, Intermedia y Baja Presión. Separadores Y Rectificadores De Alta Presión El aceite procedente del cabezal de alta presión del cabezal de recolección se alimenta al separador el cual opera a 68 Kg/cm2. Debido a la caída de presión el gas se separa por el domo del separador saliendo hacia la línea de gas la cual tiene una válvula de bloqueo y, una válvula de retención, el gas con pequeños arrastres de líquidos entra al rectificador vertical de alta presión el cual tiene la función de separar la pequeña cantidad de partículas líquidas remanentes en el gas, el gas efluente sale hacia los equipos subsiguientes.
El aceite del separador de alta presión sale a control de nivel hacia la etapa de baja presión para continuar su estabilización. Ambos equipos están equipados con indicadores de presión, temperatura, el control de, nivel puede ser del tipo Level-Trol o Kim Ray, válvulas de seguridad que en caso de abrir desfogan a un cabezal común. Ambos equipos cuentan también con un cristal de nivel LG. Separadores rectificadores de presión intermedia.- El principio de operación de estos equipos es similar al conjunto anterior, recibe aceite el separador de intermedia del cabezal de recolección y la presión de operación es de 34 Kg/cm2 aproximadamente. La descarga de aceite libre de gas sale a control de nivel hacia el separador de baja presión, para continuar su estabilización, y el gas pasa a rectificarse antes de salir hacia los soloaires. Separadores Y Rectificadores De Baja Presión. El separador de baja presión puede recibir aceite de los separadores de alta presión y/o de los separadores de alta presión intermedia, su presión es de aproximadamente 5 a 6 Kg/cm2, el líquido sale a control de nivel que acciona una válvula automática que envía el aceite al tanque elevado, el gas sale hacia el rectificador vertical de baja presión él separa las partículas de líquido que lleva el gas, el aceite que se acumula en el fondo del rectificador sale a control de nivel y se une con el aceite del separador de baja presión y se envían hacia el tanque elevado, para continuar con el proceso de estabilización. Componentes internos de un separador Un separador consta de las siguientes secciones: a) Sección de separación primaria. b) Sección de separación secundaria. c) Sección de extracción niebla. d) Sección de almacenamiento de líquido. Sección De Separación Primaria En esta sección se separa la mayor porción de líquidos de la corriente de gas, y se reduce la turbulencia del flujo, la separación del líquido en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección del flujo, el cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos al separador; también va instalada adecuadamente una placa desviadora a la entrada, con cualquiera de las dos formas se induce una fuerza centrifuga al flujo, con la que se separan grandes volúmenes de líquido. Sección De Separación Secundaria En esta sección se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas, las gotas se separan principalmente por la gravedad y es mínima la turbulencia del flujo por esto, el separador debe tener suficiente longitud, en algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aun más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficie colectoras de gotas de líquido. La eficiencia de separación en esta sección; depende principalmente de las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas de líquido suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia. Sección De Extracción De Niebla En esta sección se separan del flujo del gas, las gotas pequeñas de líquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del separador, en esta parte del separador se utilizan el efecto de choque o bien la de la fuerza centrifuga como mecanismo de separación: mediante este mecanismo se logran que las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman gotas más grandes, que se drenan a través de un
conducto a la selección de acumulación de líquidos o bien caen contra la corriente de gas a la sección de separación primaria. El dispositivo utilizando en esta sección, conocido como extractor de niebla, esta constituido generalmente por un conjunto de veletas o aspas, por alambre entretejido, o por tubos ciclónicos. Sección de almacenamiento de líquidos. En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas. Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar los posible baches de líquido que se pueden presentar en una operación normal. Además debe tener la instrumentación adecuada para contralor el nivel de líquido el separador. Esta instrumentación esta formada por un controlador y un indicador de nivel, un flotador y la válvula de descarga. La sección de almacenamiento de líquidos debe estar situada en el separador, de tal forma que el líquido acumulado no sea arrastrado por la corriente de gas que fluye a través del separador. Aparte de las cuatro secciones antes descritas, el separador debe tener dispositivo de seguridad tales como: Una válvula de seguridad y controles de contra presión adecuados. Cuando se conocen los tipos de flujo de la mezcla de gas y líquido que va al separador tal como la frecuencia de los baches de líquido en pozos de bombeo, se deben hacer cambios en el diseño y tamaño de las partes del separador. Sin embargo siempre es recomendable que el separador se diseñe de la forma más simple posible, para facilitar su limpieza y mantenimiento. Extractores De Niebla Tipos De Extractores De Niebla Los principios mecánicos bajo los cuales operan los extractores de niebla son el asentamiento por gravedad, la fuerza centrífuga, el choque y la filtración. Los extractores de niebla mas empleados son los del tipo de impacto, que a su vez pueden ser de veletas o de alambre entretejido. Extractores De Niebla Tipo Veleta Consisten en placas metálicas paralelas formando laberinto cada una de estas placas, cuenta con varias bolsas para retener el líquido. Cuando el gas pasa a través del extractor cambia de dirección varias veces y es centrifugado, provocando que las gotas de líquido se muevan hacia el exterior, donde son retenidas por las bolsas colectoras. Aunque el diseño de estos extractores es empírico, los fabricantes generalmente garantizan que el líquido arrastrado en el flujo de gas no sobrepasa de 0.1 galones en un millón de pies cúbicos de gas. La eficiencia de un extractor de niebla de este tipo aumenta al colocar las placas de metal mas juntas o al instalar más bolsas para retener el líquido; pero obviamente también se incrementa la caída de presión a través del extractor. Entre los factores que afectan la eficiencia de los extractores están el tamaño de las gotas, la densidad y la tensión superficial del líquido. Los extractores de este tipo son eficientes para separar partículas de líquido mayores de 10 micras. Por otra parte los separadores que manejan glicol ha sido necesario utilizar dos extractores en serie, ya que siendo el glicol un líquido alto tensor propicia la formación de películas en el primer extractor, las cuales son arrastradas por el flujo de gas hasta el segundo extractor donde se retienen y separan, el glicol también tiene la tendencia a disminuir la densidad del aceite o condensados arrastrados en el flujo de gas. Este problema se ha reducido añadiendo un agente antiespumante de alta densidad al glicol. Líquido que va desde el extractor a la sección de almacenamiento, se debe vigilar que la caída de presión a través del extractor no sea mayor que la correspondiente a la columna hidrostática que se
forma en el tubo. Cuando esto sucede, el líquido es extraído por succión hacia la parte superior del separador; o bien, el tubo de extractores varía de 1 a 10 pulg. de agua. Extractor De Niebla De Malla De Alambre Entretejido Este tipo de extractores aunque se emplea poco, ha dado resultados favorables y es de bajo costo. Consisten de un cojinete de malla de alambre, que tiene aberturas asimétricas desalineadas, el mecanismo de separación de líquido es el choque, aún también hay acción centrífuga las características de la malla de alambre que se usa en estos extractores, están dentro del siguiente rango: Diámetro del alambre 0.003 a 0.011 pulg. Volumen de espacio libre 92 a 99.4%. Densidad 3 a 33 1b/pie³. Superficie específica 50 a 600 pies²/pies³. En la mayoría de los casos el espesor del cojinete necesario para que el volumen del líquido arrastrado en el flujo de gas fuera del separador no exceda de 0.1 galón por un millón de pies cúbicos de gas, debe ser de 4 a 6 pulg. La eficiencia de estos extractores, depende de la velocidad del flujo de gas cuando la velocidad es baja las gotas de líquido tienden a aglomerarse entre los alambres a velocidades altas el extractor tiende a inundarse debido a que el líquido no puede fluir hacia abajo contra el flujo de gas. En ambos casos los espacios libres del extractor se pueden llenar de líquido y, entonces una porción de líquido la arrastra la corriente de gas. Depurador De Gas (Rectificador) Es un tipo de separador diseñado para manejar corrientes de flujo con inusualmente altas relaciones de gas - líquido. Son comúnmente utilizados en conjunto con deshidratadores, plantas de extracción, instrumentos, compresores para proteger contra un eventual arrastre de líquidos. Máxima Presión de Trabajo Permisible (mawp).Es la máxima presión de trabajo permisible por el código ASME en el domo del separador en su posición normal de operación y para una temperatura dada. Presión De Operación Es la presión en el recipiente durante la operación normal. La presión de operación no debe exceder la MAWP, y es usualmente mantenida estable en una presión inferior al ajuste de los dispositivos de relevo para prevenir su frecuente abertura. Corrosión.- Se define como la destrucción de un metal por la reacción química o electroquímica con su medio. Clasificacion Con Respecto a Su Operación Separadores De Medición Son aquellos que se destinan a operar con un solo pozo, con el fin de medir el volumen de aceite, gas y agua producido por dicho pozo. El aceite se mide en un tanque de medición, el agua se mide tomando una muestra de aceite y se analiza en el laboratorio, conociéndose así el porcentaje de agua que contiene el aceite y finalmente, el gas se mide mediante una placa con orificio y por medio de conexiones a un registro de flujo. Separadores de producción general.- Estos separadores son de un tamaño mayor que los de medición, por el hecho de que tienen que manejar el aceite y gas producido por un grupo de pozos. El aceite se mide en tanques de producción general y el gas es medido en conjunto en aparatos registradores instalados en los extremos de la batería.
Separador Elevado. Tanque Elevado Es un recipiente que opera a baja presión y que recibe el aceite proveniente de los separadores de baja presión, de los rectificadores de baja presión, recirculación de condensados ocasionalmente, su forma es cilíndrica horizontal y se le denomina elevado porque está colocado a una altura considerable aproximadamente 25 mts. Su función es estabilizar el crudo, es decir separar los componentes ligeros que aún permanezcan en él, mediante una disminución de presión, el crudo se estabiliza para cumplir con una especificación de PVR de 11 psig max. reduciendo así los problemas de manejo en tanques de almacenamiento por la vaporización brusca de hidrocarburos gaseosos. Partes Que Lo Integran. Línea de recibo de aceite con válvula de compuerta Línea de salida de gas con válvula de compuerta y válvula check Línea de salida de aceite la cual se bifurca en dos líneas, una que va hacia la succión de las bombas de crudo al oleoducto y otra hacia un juego de dos válvulas automáticas y una manual independiente que descargan al tanque de almacenamiento. Registro hombre que permite el acceso al equipo para revisión de internos. Indicador de temperatura Indicador de presión. Escalera de gato de acceso al equipo. Válvulas de drenaje de cristal de nivel. Instrumentos y Condiciones de Operación a) Sistema de control de nivel Level Trol que permite mantener el nivel del equipo en 50% aproximadamente, el sistema esta constituido por un elemento primario de nivel de desplazador y tubo torque, el transmisor-controlador y el elemento final de control constituido por regularmente tres válvulas automáticas, dos de relevo a toques una de recirculación de bombas. b) Un LG cristal de nivel para observar el nivel del recipiente, c) Un sistema de control de presión que permite mantener la presión en caso de disparo de una rectificadora de vapor desfogando gas al quemador. Criterio de la operación del control de presión.- El control de presión del tanque elevado tiene la función de mantener una presión de operación que asegure la estabilización del aceite ajustando su especificación por PVR.
