Cap III Separacion Repsol

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MÓDULO I - CAPÍTULO III - SEPARACION

III-I - ACONDICIONAMIENTO ACONDICIONAMIENTO DE LOS LOS FLUIDOS Se pueden determinar, más allá de las características característ icas propias de cada uno, dos componentes fundamentales del fluido producido en los campos petroleros según su estado, dependiendo en algunos casos de la presión y temperatura a la que son extraídos. ext raídos. El estado líquido y el gaseoso (éste último libre o integrado), son las dos primeras fases a considerar para las necesidades de separación planteadas en cualquier instalación de superficie. A su vez el estado líquido está compuesto por dos fases principales, el hidrocarburo propiamente dicho (petróleo) y una parte de agua (también libre, integrada o emulsionada), de acuerdo a las características propias del reservorio. El manejo discriminado de las diferentes fases en las operaciones de producción, producci ón, hace que sea necesaria su separación y acondicionamiento con diferentes propósitos que pueden ser: Medir Medir cada cada fase: fase: En instalaciones donde la presión es la energía utilizada para el transporte por oleoductos comunes (Ej. Plataformas). Eliminar el fluído no deseado: Puede ser el gas en caudales o situaciones donde don de no es aprovechable. O puede ser el agua para para disminuír el manejo del caudal posterior hacia plantas de tratamiento, para utilizar en sistemas de reinyección, r einyección, o porque contenga algun componente dañino para las instalaciones (carbonatos). Separación del gas: El gas captado es generalmente destinado destin ado a centros de utilización o venta, o al consumo como combustible de calentadores y motores a explosión. Separación del petróleo: Para su posterior almacenaje en tanques, estabilización, bombeo,

etc. Con tal objeto se utilizan los “separadores”, que se ubican intercalados en la linea de los fluidos producidos, generalmente posteriores almanifold; y con las descargas de las fases separadas, conectadas a los circuítos receptores. También existen separadores de agua libre (free water knockout), y los denominados “scrubber”, que son pequeños separadores de gas y líquidos, de menor capacidad. Generalmente usados en líneas de alimentación a otros equipos, como motores y calentadores. calentador es.

III-II - PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN Los principios fisicos básicos para la separación son: Insolubilidad entre los fluidos: El estado gaseoso y el líquido en condiciones estables de temperatura y presión, así como el agua y el petróleo, no son solubles, es decir que si bien se mezclan, no son miscibles, conservando su estructura original. Diferencia de densidades: Los tres fluidos a separar conservan en la mezcla diferentes densidades, actuando el efecto de la gravitación, de manera que los fluidos se separan por diferencia en el peso de cada componente. Decantación: Es el efecto de la gravedad sobre los diferentes pesos de los fluidos a separar, haciendo que el más pesado tenga la tendencia a acumularse en lo más profundo. Coalescencia: Es la propiedad de las gotas de un mismo fluido a atraerse y unirse entre sí, facilitando el proceso de decantación

Entre los mecanismos de separación, que tienen que ver con la estructura y diseño del equipo, se puede considerar como más importantes: Choque: El choque de la mezcla a la entrada del separador propondrá la dispersión de los fluidos de diferente densidad. Cambio de velocidad: Asociado al principio de inercia, los cambios de velocidad se manifestarán en una reducción de velocidad 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 fluído se le modifica su dirección, generada por la diferencia de densidad de los fluídos. Tiempo de residencia: O de retención, es el tiempo que le lleva al fluido pasar por el separador. Para un determinado caudal o flujo, éste tiempo está fundamentado por el volumen disponible. Está dado por el diámetro del separador, el largo, y el nivel de líquido de operación. Un aumento de éstos parámetros causará un aumento en el tiempo de residencia. El tiempo de residencia es necesario para obtener una buena separación, pero posee una estrecha vinculación con la presión, temperatura y características del fluido: Más viscosidad = Mayor tiempo de residencia Menor viscosidad = Menor tiempo de residancia Superficie interfase: Es importante la mayor superficie en el área de contacto entre las fases. De aquí la conveniencia, en muchos casos, de utilizar separadores horizontales en lugar de los verticales.

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III-III - CONDICIONES DE OPERACIÓN Para que los fluidos cuenten con las mejores condiciones en el interior del equipo para la separación, será necesario considerar algunos aspectos fundamentales: Temperatura: Que los fluidos estén a una adecuada temperatura a fin de bajar lo suficiente la viscosidad del petróleo como para ayudar al desprendimiento de las burbujas de gas, disminuyendo las necesidades de tiempo de residencia. En la fase líquida mejorará la disociación petróleo-agua mejorando la separación. Se debe considerar el tipo de petróleo, pues si la temperatura es muy alta, evaporará algunos livianos que luego puede ser necesario condensar por enfriamiento y recuperar. Presión: Que estén sometidos a la menor presión posible de trabajo a los efectos de aumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que también favorecerá la separación del gas libre y del gas disuelto. En la mayoría de los casos la mínima presión de trabajo deberá ser compatible con la necesaria para el drenaje de los líquidos por el fondo. Las limitaciones a las bajas presiones, están dadas también por el aumento del volúmen del gas al disminuírlas, dado que a tal aumento, le corresponderá un incremento de la velocidad de su pasaje por el separador La capacidad en caudal de gas de un separador, está dada por la velocidad a la que éste pasa por el Figura III-1 equipo, y que es proporcional a la presión y a la sección de pasaje. En separadores horizontales es en función de su diámetro, densidad del gas y nivel de operación. El descuído de éstos parámetros traerá aparejado el arrastre de gotas de líquido con el gas, y por lo tanto una ineficiencia del sistema.

III-IV - SEPARADORES III-IV-I - Características El separador está constituido por un cuerpo cilíndrico horizontal o vertical, diseñado especialmente para que por su interior circulen los fluidos que han de separarse; equipado con una serie de elementos y dispositivos que favorecen dicha separación. En la Figura III-1 se puede observar un esquema de este tipo de equipos, y la distribución de las conexiones de entrada y salidas, correspondiendo el ejemplo a un separador vertical bifásico.

Como ya se ha comenzado a describir, los separadores más usados en la industria se pueden clasificar en bifásicos o trifásicos según el tipo de separación; como así también en verticales u horizontales según sus características constructivas. Cada equipo debe tener la placa de construcción donde, entre otros datos, figura: Presión nominal: Es la máxima presión a la que puede trabajar el equipo,en sobre éste valor deberían estar calibradas las válvulas de alivio o venteo de seguridad. Presión de trabajo: Es la presión recomendada por el fabricante para una operación normal. Temperatura de trabajo: Es la temperatura recomendada por el fabricante para una operación normal. Presión de prueba: Es la máxima presión con que se ha probado el equipo en fábrica, y el valor más alto garantizado con el equipo nuevo. Normalmente es un 50 % más del valor de la presión nominal. Caudal de gas: Es el caudal máximo de gas permisible para una garantizada eficiencia con los valores de temperatura y de presión denominadas como de trabajo.

Caudal de líquido: es el caudal máximo de líquido permisible para una garantizada separación con los valores de presión y temperatura descriptos anteriormente. Los equipos varían en tamaño y espesor de pared, según los caudales a tratar y las presiones de trabajo. Los diámetros más frecuentes son de 18 a 60 pulgadas, las alturas tienen gran variedad, entre 1.5 y 7 metros y la presión de trabajo pueden ser de aproximadamete 30 PSI (baja presión) a los de alta presión, equipos que pueden trabajar con más de 3000 PSI. Figura III-2 El diseño del cuerpo y de los accesorios que están en su interior, permiten que al ingreso de los fluidos se origine una importante caída en la presión de los mismos y una dispersión del flujo altamente pulverizado. (ver figuras III-2 y III-3).


III-IV-II - Proceso 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. Durante este proceso las burbujas de gas ascienden a la parte superior del separador por ser más livianas, y los líquidos van descendiendo por ser más pesados y se acumulan en la parte inferior.

Figura III-3

Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interior del mismo será elevada y puede arrastrar hacia la parte superior a las gotas más pequeñas de petróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y favorecer la separación, se diseñan deflectores de turbulencia, deflectores de condensación y filtros rejillas como elementos internos del equipo. Estos dispositivos, como los extractores de nieblas, que se colocan en el interior de un separador, normalmente se diseñan para permitir que el gas pase a través de los mismos pero efectuando bruscos cambios de dirección. Al 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 gravedad a la parte inferior del equipo. Además, por el hecho de que la corriente de gas y líquido es conducida por el interior de una cañería dentro de la cual existe una determinada presión, y que al ingresar al separador se produce una brusca expansión en una cámara más amplia, el flujo pierde velocidad, «cortando» el arrastre de partículas, permitiendo la caída gravitacional de las mismas hacia el lecho líquido.

El proceso será entonces: 1.

Asegurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de trabajo.

2.

Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla al ingresar al equipo;

3. Ayudar a la separación mecánicamente con barreras de choque, tubos ciclónicos y mallas de retención de niebla; 4. Darle al flujo el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos puede ser suficiente si no existe la formación de espuma, en caso contrario puede ser necesario 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y de la configuración del equipo. En la Figura III-4 se observa un equipo separador con detalles de diversos accesorios internos que favorecen la separación de ambas fases, líquida y gaseosa.

Figura III-4


Se pueden determinar, cuatro zonas internas de un separador, que colaboran con la eficiencia del mismo: Sección Primaria: A la entrada, compuesta por las placas deflectoras, el difusor o el distribuidor ciclónico. Sección Secundaria: En el intermedio del cuerpo del equipo, donde se realiza la retención de espuma, se realiza la separación de las gotas de líquido y la rectificación de flujo mediante placas paralelas horizontales en la fase gas ((coalescedor o atrapador de gotas), y rompeolas en la fase líquido. Sección Aglutinadora: A la salida de la fase gas, donde se encuentra el retenedor o atrapador de niebla. Acumulación de Líquidos: La parte inferior del separador y la/s descarga/s de líquido/s del equipo.

En las Figuras III-5 y III-6 se aprecia las mencionadas zonas y los elementos que componen el equipo:

Sección Primaria

Sección Secundaria

Acumulación de Líquidos Figura III-5

Sección Aglutinadora

11

9 1) Entrada de Producción

6

2) Plato Difusor 3) Rectificador/Coalescedor

7

8

5 4

4) Retenedor/Rompedor de espuma

10

5) Rebalse 6) Rompedor de vortex 7) Extractor de Niebla 8) Salida de Gas 3

9) Salida de Petróleo 10) Salida de Agua 11) Entrada de Hombre 12) Válvula de Alivio

13

13) Disco de Ruptura

2

12

Figura III-6

1


El proceso de separación descripto anteriormente se desarrolla en el interior del separador, pero debido a que el gas tiene una alta movilidad, que es muy superior a la del petróleo, se escaparía sin restricciones por la parte superior. Por lo tanto, es necesario que la salida de gas del separador sea controlada y regulada, para evitar justamente la salida irrestricta del mismo, lo que rompería el equilibrio producido en la interfase y evitaría la separación del fluido que vaya ingresando. También la salida de líquidos debe ser regulada convenientemente. Ver Figura III-7.

Figura III-7

Por lo tanto es necesario equipar el equipo con diversos elementos, instrumentos y válvulas de regulación como se observa en la figura anterior, para: 1) Por un lado, controlar el nivel de la interfase y mantenerlo constante, de manera de abrir la salida de líquidos cuando aumente el nivel y cerrarla cuando disminuye. Esto se logra con un instrumento controlador del nivel, que actúa enviando una señal sobre una válvula motora de descarga ubicada a la salida de los líquidos. 2) Por otro lado es necesario mantener una presión de trabajo en el interior del separador, (“presión de operación” o “contrapresión”), la que se mantiene a un valor adecuado que permita que el gas captado pueda ser distribuido al consumo, o sea que ingrese a un gasoducto; que provoque el desplazamiento de los líquidos por la parte inferior del separador, hasta los tanques y que sea conveniente para tener una separación eficiente. El equipamiento externo se completa con una serie de accesorios y válvulas de control y de seguridad y con instrumentos y sistemas de medición de los caudales del gas y de los líquidos separados. Para obtener una buena operación de un separador, deben cuidarse dos aspectos fundamentales: la eficiencia y la capacidad de separación.

III-IV-III - Eficiencia de un separador Si el separador es eficiente en su operación, el gas captado será limpio, sin humedad y sin líquidos. A la salida del separador no deberá ensuciar la mano o una placa que se interponga. En caso contrario, si el gas sale sucio, no es eficiente la separación, lo que puede deberse a varios factores tales como: alta velocidad de circulación del fluido (mucho caudal a tratar), temperatura excesiva (se producen muchos livianos); retenedor de niebla roto o tapado (no retienen las partículas de líquidos) etc. Si habitualmente un separador entrega un gas limpio y en un determinado momento se produce un rebase o salida de petróleo por la salida de gas, puede ser que esté ingresando más líquido del que puede tratar o que no sea adecuada la salida de líquidos (mucha pérdida de carga por bajo diámetro en la cañería de descarga), o que alguno de los parámetros no están bien regulados, como por ejemplo una temperatura más baja que lo conveniente lo que provoca elevar la viscosidad del petróleo y aumentar las dificultades para movilizarlo hacia afuera del equipo. Es decir que un separador que estaba trabajando bien, por causas ajenas al mismo puede pasar a disminuir tanto su eficiencia que no separe adecuadamente ambas fases. Pero como se ve, es de suma importancia realizar un diagnóstico adecuado a fin de encontrar la solución correcta al problema.


III-IV-IV - Capacidad de un separador Se entiende por «capacidad de un separador» a la cantidad de fluidos, líquidos y gaseosos, que puede procesar eficientemente a separarlos a cada uno en sus fases. Los valores de capacidad dependen del tamaño del recipiente, de las características de los fluidos para los que fue diseñado y de las condiciones de operación. Estas ultimas, en muchos casos son determinantes, ya que la capacidad puede verse limitada en un alto grado debido a condiciones de trabajo inadecuadas, para las que el equipo no fue diseñado y no puede responder eficientemente. Por ejemplo una situación que se puede dar sería que, debido a un impedimento o restricción en la salida de los líquidos, el nivel del mismo dentro del equipo aumente hasta ingresar petróleo a la salida de gas. Esta situación traería aparejado muchos problemas operativos, entre los que se deben contar la falta de gas durante el tiempo en que el equipo esté fuera de servicio y las dificultades para realizar la limpieza de todo el sistema de líneas y de control neumático que hayan quedado contaminados con petróleo. Se puede decir que la capacidad de los separadores es función de los siguientes factores: · diámetro y longitud del recipiente (tamaño del mismo). · diseño y distribución de los dispositivos internos. · presión y temperatura de operación. · características físicas de los fluidos (densidad, viscosidad,) · relación gas-petróleo a la entrada. · diámetro y distribución de las partículas líquidas en el gas antes del extractor de niebla. · nivel del líquido que mantiene el separador. · condiciones de fluencia a la entrada (temperatura, velocidad, presión) · impurezas contenidas en los fluidos del pozo. · tendencia a la formación de espumas y parafinas. Entre las condiciones operativas que disminuyen la capacidad de un separador, se pueden mencionar las siguientes: 1. Por trabajar a muy baja temperatura, lo que aumenta mucho la viscosidad del petróleo y consecuentemente, disminuye la facilidad para descargar hacia los tanques. Hay que recordar que elevar la temperatura de los fluidos que ingresan, tiene la ventaja de disminuir la viscosidad del petróleo y por lo tanto facilitar la descarga del equipo. Esto se podría lograr con un precalentamiento de los fluidos antes del ingreso al separador.

Pero también hay que tener en cuenta que un aumento de la temperatura, aumenta también la cantidad de componentes livianos que se separan de la corriente líquida y que, sin ser gases, son arrastrados hacia la salida de los gases, disminuyendo de esta manera la eficiencia de la separación. Por lo tanto es necesario lograr un equilibrio entre ambos efectos al seleccionar la temperatura de trabajo, o tener en cuenta la necesidad de enfriar a la salida del separador para recuperar los componentes livianos que salieron con el gas separado. 2. Por trabajar con una presión interior insuficiente como para movilizar los líquidos hasta los tanques, pero también se debe recordar que elevar la presión de operación es disminuir la separación de ambas fases, por lo que es necesario tener en cuenta estos efectos al seleccionar el valor de la presión de operación. 3. Por instalar una válvula de drenaje de líquidos inadecuada, que produzca mucha restricción al pasaje o que no abra lo suficientemente rápido como para responder a una variación importante del caudal de entrada. 4. Por montar una línea de salida de diámetro reducido, por lo que muchas veces conviene sobredimensionar estos diámetros, dado que estas líneas de descarga son de recorrido relativamente cortos hasta los tanques de recepción. En las baterías es común ver separadores verticales que trabajan a baja presión. Su capacidad de separación es menor que un horizontal, por lo se utilizan generalmente para valores medianos a bajos de relación gas-líquido. Son fáciles de limpiar cuando presentan arenas, parafinas o resinas y pueden ser equipados con dispositivos de evacuación de sólidos. Son perfectamente ubicables en los lugares donde se carece de suficiente espacio, como en plataformas marinas o predios privados reducidos.

Algunas de las eventualidades operativas descriptas anteriormente se suelen prevenir con la instalación de elementos de control y de seguridad, tal como un controlador de muy alto nivel de la interfase por arriba del operativo, que actuará frente a la contingencia que el nivel de líquidos aumente por arriba del rango de operación normal. Este segundo controlador de nivel deberá accionar la apertura de una válvula de descarga, que tendrá que estar ubicada en una cañería a tanque independiente de la línea de descarga normal de operación, a fin de asegurar estar libre en todo momento ya que actuará como una descarga de seguridad para evitar que el líquido salga por la línea de gas.


III-IV-V - Control operativo de la capacidad Se puede ejercer cierto control de la capacidad de un separador, en determinados rangos y de acuerdo a la propia capacidad del equipo; considerando las condiciones del flujo a tratar, sin alterar los parámetros de presión o temperatura. Optimizando así la eficiencia del separador ante particulares relaciones de gas-líquido que se puedan presentar en un yacimiento. El control sobre el nivel del líquido, es relevante para optimizar la capacidad o rendimiento de un separador horizontal, y he aquí otra ventaja de éstos sobre los verticales. Operando el Controlador de Nivel se puede obtener un mayor volumen permanente en la fase líquida y una menor sección de pasaje para la fase gas, o viceversa de acuerdo a las necesidades propias. El la Figura III-8 se muestra las tres posiciones tipo, donde se puede considerar el corte por nivel superior a la situación donde el controlador de nivel está seteado para la máxima capacidad de líquido, en el intermedio está seteado para la máxima capacidad de líquido y gas, siendo el promedio o equilibrio de rendimiento. En el corte inferior el controlador es seteado para la mínima capacidad en líquidos y la máxima en gas.

Figura III-8

Un situación donde se pueden apreciar las variaciones mencionadas, se observa en la próxima tabla, donde se han tomado en cuenta tres tipos de separadores y sus dimensiones, para realizar el cálculo de capacidad para su nivel promedio, su nivel máximo (+ 6 pulgadas) y su nivel minimo posible (- 6 pulgadas). Se establecen entonces las tres capacidades de rendimiento para los equipos del ejemplo, práctica que es recomendable realizar en todos los campos donde se encuentren instalados. CAPACIDADES DE LIQUIDO Y GAS MÆxima presi n de trabajo 1440 psi 42" x 10’ 720 psi 42" x 15 600 psi 36" x 10’

CAPACIDAD DE LIQUIDO MÆs 6" Promedio Menos 6" m3/hr m3/hr m3/hr BOPD BOPD BOPD m3/d a m3/d a m3/d a 95,04 69,3 43,89 14400 10.500 6.650 2.280 1663 1053 157,08 114,84 69,3 23800 17.400 10.500 3.769 2756 1663 69,3 46,2 17,16 10500 7.000 2.600 1.663 1108 412

MÆxima presi n MÆs de MMSCFH trabajo 1440 psi 25,0 42" x 10’ 720 psi 18,8 42" x 15 600 psi 10,8 36" x 10’

6" m3/hr m3/d a 29.875 717.000 22.466 539.184 12.906 309.744

CAPACIDAD DE GAS Promedio Menos 6" m3/hr m3/hr MMSCFH MMSCFH m3/d a m3/d a 47.800 71.700 40,0 60,0 1.147.200 1.720.800 34.655 49.473 29,0 41,4 831.720 1.187.352 23.183 32.982 19,4 27,9 556.392 791.568

III-IV-VI - Separadores de control Los separadores denominados “de general” se ubican en la entrada de la batería y circula por ellos todo el fluido producido por la batería en conjunto. A la salida de los mismos seguramente habrá un sistema de medición del caudal de gas total y un sistema de medición de los líquidos en conjunto, petróleo más agua. Un separador denominado “de ensayo, control o prueba”, es básicamente el mismo equipo, tan solo que está intercalado en la línea de control de los pozos, de manera que puede ser derivado por el mismo la producción individual de cada uno. El objeto de hacer circular un pozo separado del conjunto es medir su producción individual, tanto su caudal de gas como de líquidos (petróleo más agua). Por lo tanto estos equipos deben también estar dotados de sistemas de medición, de gas y de líquido. Existen en los campos separadores de prueba trifásicos, o sea con la posibilidad de descargar los líquidos separados, por un lado petróleo más agua emulsionada (por una salida a cierta altura del equipo) y por otro agua separada (por una salida por el fondo).


El sistema de medición adoptado dependerá de la rigurosidad de la medición que se desea realizar, dado que existen en el mercado una gran variedad de equipos e instrumentos que se adaptan a muy diferentes condiciones de operación. La rigurosidad en las mediciones dependerá del objetivo de las mismas, puesto que no tendrán iguales exigencias una medición de gas o petróleo para la venta, que otra con destino a comparar producciones en forma relativa. Vale nuevamente introducir el concepto económico, porque seguramente es conveniente la aplicación de costosos sistemas de gran precisión en el caso que se necesite medir los distintos fluidos para la venta, pero tal vez resulte un gasto no necesario si la medición es para comparar la producción individual de los pozos, donde se pretende saber si produce más o menos que un control anterior, lo que se puede resolver eficientemente con instrumentos accesibles. Para minimizar el tiempo de estabilización de presiones al colocar un pozo en control, es importante que la diferencia de presión de entrada del pozo y la presión en el separador de control, sea la menor posible teniendo en cuenta que la presión normal del pozo, a la llegada a la batería, es la registrada en el colector general de producción. Es conveniente realizar periódicas verificaciones de la exactitud en la medición de los instrumentos utilizados, ya sea comparando contra un bombeo a un tanque muy bien calibrado y utilizando elementos de medición apropiados, o utilizando un equipo patrón, calibrado en laboratorio. Para realizar tal calibración se debe estar seguro de que, adonde se mida la descarga del separador, no entre fluido de ningún otro pozo por pérdida de las válvulas en el colector. Como en todos los componentes, el Operador tiene la obligación de verificar el correcto funcionamiento y practicar el mantenimiento adecuado para que el rendimiento sea óptimo. En el caso particular de los separadores de control, prestará especial cuidado porque se trata de la base fundamental de la información que necesita para cumplir con su tarea específica, porque mal podrá controlar la producción si el elemento base de medición no opera adecuadamente. En una buena operación, éste equipo debe funcionar permanentemente.

III-IV-VII - Otros separadores y accesorios Se encuentran en algunas instalaciones otro tipo de separadores, en algunos casos llamados depuradores, que cumplen la función de retener muy poco líquido en un flujo alto de gas. Estos equipos son instalados generalmente precediendo compresores, calentadores o instalaciones de interés, cuando el gas utilizado no ha sido procesado convenient emente en circuítos depresores de punto de rocío. En la figura III-9 se puede observar un separador del tipo «centrífugo» como ejemplo:

Otros separadores son los «atmosféricos» que trabajan sin presión adicional,siendo utilizados en algunas oportunidades en el venteo de plantas a la antorcha. Los incorporados a otros equipos como sucede en los accesos de algunas torres de contacto de glicol o en los circuítos post-enfriado interetapa de los compresores de gas. También en otros usos tal el «separador trifásico» de plantas deshidratadora, sólo que en ésa oportunidad separan gas, condensados y glicol. En todos los casos les corresponden sus propios y adecuados parámetros de trabajo, a fines de obtener el mejor rendimiento posible. Se los puede encontrar o solicitar al fabricante con diferentes accesorios, como controladores de muy alto o muy bajo nivel y muy alta o muy baja presión, serpentinas instaladas en su interior para el calentamiento de petroleos muy viscosos, puentes de medición de gas y líquidos incorporados. En separadores para alta presión, se proveen con el «shrinkage tester» o determinador de volumen de gas de despojo (se detalla más adelante en el capítulo de Mediciones), para el caso de mediciones con caudalímetros de desplazamiento positivo o electrónicos de turbina.

Figura III-9


III-IV-VIII - Sistemas de seguridad Para todos lo equipos mencionados hasta el momento y sujetos a trabajar bajo presión, es recomendable la comprobación o chequeo periódico de sus límites de capacidad. Tales comprobaciones se realizan por diferentes sistemas que pueden ser el Test Hidráulico, Radiografías o Ultrasonido. No obstante los separadores poseen sistemas de seguridad permanentes, que están compuestos por más de un elemento o válvulas para proteger el equipo y regular la operación. Todo lo que ofrece riesgos debe tener doble accionamiento, como ser: descarga de líquidos; descarga de gas y válvulas de seguridad. Todo separador debe tener instaladas en su extremo superior una válvula de seguridad a resorte, calibrada para que abra a un 20% por debajo de la presión máxima que soporta el equipo y además, un disco de ruptura que se destruya con un 10% de presión menor a la máxima del equipo (ver Figura III-10). Estos discos son membranas metálicas finas previstas para romperse en el caso de una sobrepresión accidental del equipo. Son colocadas entre dos bridas de modo que la presión interna actúe sobre la parte hueca, “cóncava”. Si la presión máxima del equipo es de 1000 psi la válvula de resorte deberá abrir con 800 psi. y el disco se deberá romper a 900 psi.

Las válvulas de resorte se ajustan a la presión de apertura mediante una tuerca que comprime o afloja la tensión del resorte, o bien se instalan los mismos previamente calibrados. Las que no tienen registro, se deben retirar del separador y ser recalibradas en el taller de instrumentos. Determinada la presión se graba el valor de la misma y la fecha de calibración, a estampa sobre la Placa de Calibrado.

Nesesariamente debe mantenerse un riguroso programa de recalibrado de éste tipo de válvulas. La experiencia de algunos campos indica el recambio por otra calibrada cada 6 meses, otros cada 12 meses; consecuentes con la rigurosidad del trabajo a la que son sometidas. Con los ciclos de recambio mencionados se evita también el que las mismas corran riesgo de «pegarse» y no funcionar correctamente en el momento necesario.

Completan el equipamiento de seguridad, y reviste gran importacia el así considerarlo, las válvulas conectoras de los niveles de vidrio, las que en su interior poseen una esfera de acero que cumple las veces de válvula de retención, cuando por alguna razón el vidrio se rompe. El vástago de las válvulas empuja la esfera para cerrar, y debe estar completamente retirado para abrir. Cualquier posición intermedia provocará que, ante la rotura del vidrio, la esfera quede trabada por el vástago de la válvula, dejándola abierta hasta que sea detectada la falla.

Cap III Separacion Repsol

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