Separadores tetrafásicos de alta presión para la separación del petróleo crudo
Destinados a la separación de la fase f ase pesada, al desgasificado de los líquidos con una posterior separación del gas de las gotas del fluido y separación de los líquidos no mezclables de diversa densidad. Características:
separador horizontal tetrafásico de alta presión separador tetrafásico con un volumen de 100 barriles hasta 250 barriles instalaciones compactas conductos con una presión operativa desde los 3 000 psi hasta los 10 000 psi medidas desde las 3 hasta las 8 pulgadas diferentes formas de suministro con bombas
bombeo de aceite/agua desplazamiento de partículas secas bombas de humidificación interna datos completos sistema programable para la vigilancia de todas las presiones control de toda la bomba bomba,, las válvulas y del funcionamiento de la válvula reguladora
Magnitudes: Longitud: 40 pies (12,2 m) Ancho: 8 pies y 6 pulgadas (2,59 m) Altura: 9 pies y 6 pulgadas pulgadas (3,2 m) Peso (aproximado): 7300 kg
Separadores de gas
El separador de gas es un aparato para depurar los productos de pozos de gas y de gas condensado de la humedad condensada y del condensado de hidrocarburos, de partículas pesadas y de otras impurezas.
Las impurezas dificultan el transporte del gas y causan la corrosión de los conductos, la obstrucción (parcial o total) de los pozos, de las líneas de flujo y del equipamiento industrial debido a la formación de tapones de hidratos o hielo. El empleo de separadores de gas permite evitar estos problemas y así elevar la eficacia económica del sistema de extracción de gas.
Instalaciones de desalinización del petróleo (deshidratadores eléctricos)
Al extraer petróleo es inevitable la presencia de un acompañante, el agua del estrato (desde 1 hasta el 80-90% de la masa) la cual dispersa en el petróleo crea junto a este una emulsión del tipo "agua en el petróleo" (fase de dispersión: petróleo, dispersor: agua). Su formación y estabilización es favorecida por los emulsionantes naturales presentes en el petróleo (asfaltenos, naftenos, resinas) e impurezas mecánicas dispersas (partículas de arcillas, arenas, cales, metales). El agua del estrato, por regla, en un nivel significativo está mineralizada con cloruros de Na, Mg y Ca (hasta 2500 mg/l de sales, incluso en el petróleo con un total de agua de sólo 1%), así como con sulfatos y bicarbonatos y contiene de impurezas mecánicas. La existencia en el petróleo de los elementos indicados y de las impurezas mecánicas ejerce una influencia negativa en el funcionamiento del equipamiento de las fábricas de refinado del petróleo: cuando el contenido de agua es elevado aumenta la presión en los aparatos de la instalación de destilado del petróleo, se reduce su productividad y se eleva el consumo de energía; la acumulación de sales en las tuberías de los hornos y de los intercambiadores térmicos requiere de una limpieza frecuente, reduce el coeficiente de transmisión térmica, provoca una fuerte corrosión (los cloruros de Ca y Mg se hidrolizan creando HCl); además, las sales y las impurezas mecánicas se acumulan en los productos petrolíferos residuales, como el fuelóleo y el alquitrán, empeorando su calidad
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La deshidratación del petróleo se realiza destruyendo (segregación) la emulsión de petróleo y agua empleando demulsificantes como diversos agentes tensioactivos que al absorberse en el límite divisorio de fases permiten la destrucción de las gotas (glóbulos) del agua dispersa en el petróleo. Pero incluso en las deshidrataciones más intensas del petróleo hasta el contenido de agua del estrato en 0,1-0,3% (lo cual es muy complicado tecnológicamente) el contenido residual de cloruros es bastante elevado debido a su elevada mineralización: 100-300 mg/l (calculado como NaCl), y es aún mayor en los casos donde existen sales cristalizadas en el petróleo. Por ello, solamente la deshidratación de preparado para el refinado del petróleo en la gran mayoría de los yacimientos es insuficiente. Las sales y agua restantes en el petróleo se eliminan con la ayuda de una operación que se diferencia minimamente del deshidratado y que es denominado desalinización. Este último proceso consiste en mezclar el petróleo con agua dulce fresca, destruir la emulsión formada y posteriormente separar del petróleo el agua del lavado con las sales e impurezas mecánicas traspasados a éste. Las características que diferencian a las instalaciones empleadas es el procedimiento tecnológico: el empleo simultáneo en el aparato de campos de corriente eléctrica constante y alterna en el proceso de separación del petróleo, lo cual eleva significativamente el nivel de separación y el coeficiente de eficiencia energética desde la unidad de su volumen. Moderno desarrollo en la fabricación de módulos independientes.
Los bujes de acometida están fabricados con doble junta, lo que evita la fuga de petróleo, y la rosca de metal sobre metal equilibra la posibilidad de reextraccion. El empleo de materiales aislantes modernos, con características térmicas más elevadas y de menor peso, han permitido reducir significativamente la carga f ísica del aparato, reducir su peso y aumentar, pese a todo, su periodo de servicio. Gracias al empleo de nuevos materiales de aislamiento se ha hecho posible la limpieza de los aparatos con vapor. El contenido máximo de sales en el petróleo al final de la instalación es de 5 mg/l.
Módulos de cálculo comercial del petróleo y el gas El complejo automatizado de medición resuelve el problema de control de calidad y cálculo de la cantidad de gas natural en todas las etapas de transporte y consumo. En su fabricación se han empleado medios de alta precisión de la medición que sumada a la garantía de condiciones óptimas de funcionamiento permiten reducir al mínimo el margen de error en la determinación de las características del flujo de gas controlado. El complejo de medición se suministra como bloques-box independientes e implementados totalmente con el equipamiento necesario, se montan y se realizan los ajustes en la empresa del fabricante. La estructura en bloques del complejo reduce significativamente los gastos en tiempo y materiales durante su montaje y puesta en explotación en el lugar de instalación, simplifica y reduce el volumen de los trabajos de planificación.
Sistemas estacionarios de compresores para la compresión del gas natural Característicastécnicas: Productividad: hasta 9000 Nm3 /hora Potencia: hasta 700 kW Presión de absorción: hasta 50 bar Fabricación: con una capa de aislamiento acústico
Instalaciones móviles para el bombeo de gas Fabricación: el compresor es diseñado con cilindros opuestos, el accionamiento se efectúa desde un motor de gas. La instalación está montada en un contenedor protector y montada sobre un camión de 40 toneladas. Característicastécnicas: Productividad: 1 000 000 Nm3 /hora Tiempo de bombeo: con presión de 10 bar / 46 horas Presión de descarga: cerca de 5 bar
Presión del gas al salir de la instalación: 70 bar Modo de funcionamiento: totalmente automático
Instalación móvil para la producción de nitrógeno Características técnicas de la instalación: Productividad: hasta 2200 m 3 /hora Pureza del nitrógeno elaborado: 95 - 99% (regulable) Motor: a elegir entre motor eléctrico o diesel Versión climática de fabricación: de –40 hasta +40°C
Instalaciones de tipo modular para el mantenimiento de la presión del estrato
Los sistemas de mantenimiento de la presión del estrato garantizan: el aumento del líquido del estrato y el transporte del líquido por los conductos; la actuación sobre el estrato con el método de aumento de la presión; el bombeo puntual de líquido al estrato y la reutilización de las aguas servidas
Las centrales de bombeo para el sistema de mantenimiento de la presión del estrato están conformadas por los siguientes sistemas:
sistema de cálculo y preparación del líquido (conducto de acometida) sistema de regulación (conducto de presión) complejo de control automático (central de mando de bombas)
Este tipo de implementación de la instalación permite: mantener el funcionamiento de la bomba en un modo optimo; efectuar una desconexión de emergencia al alcanzar niveles críticos en los parámetros.
Todo el equipamiento está distribuido en el bloque-box. El funcionamiento de la central con el volumen establecido de bombeo se desarrolla en modo automático. Los bloques-box en forma de armazones están equipados con sistemas de calefacción (calculados para funcionar con temperatura exterior desde +35°C hasta -50°C), con ventilación e iluminación.
Ventajas de los sistemas de mantenimiento de la presión del estrato: construcción estructural bajo el concepto en bloques; magnitudes menores de los bloques; posibilidad de transformación rápida, así como la de ser trasladado a un nuevo lugar; reducción del gasto de preparación del emplazamiento para el montaje del bloque; empleo de un amplio espectro de mecanismos de bombeo para la implementación del bloque; posibilidad de efectuar los trabajos reglamentarios, las operaciones de montaje y desmontaje, sin necesidad de recurrir a mecanismos adicionales de carga (autogrúas, elevadores, etc.); bloque fabricado para cualquier tiempo; posibilidad de conectar el bloque al sistema de mando automático a través de un proceso tecnológico de mantenimiento de la presión del estrato.
Más información sobre las instalaciones ofertadas para el mantenimiento de la presión del estrato en los sitios: www.pressure-maintenance.ru y www.chemical-pumps.uz *A solicitud del cliente, cualquier instalación que conforma el complejo de instalaciones de preparación del petróleo puede ser suministrada de manera independiente al complejo en sí y bajo los necesarios parámetros tecnológicos concretos.
Clasificación de los separadores. Los separadores pueden clasificarse por su forma y geom etría en horizontales, verticales y esféricos, y para separar dos fases (gas y líquido) o tres (gas, aceite y agua). Separadores convencionales:
Se acostumbra designar separadores convencionales a los separadores de dos fases en cualquiera de sus 3 tipos: verticales, horizontales y esféricos. Los separadores horizontales pueden estar formados por un tanque horizontal, o bien por dos colocados uno encima del otro. A los primeros se les conoce como de simple barril, y a estos últimos como de doble barril.
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Separadores Horizontales y Verticales Separadores verticales Ventajas: 1. Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan p ara manejar flujo de pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido. 2. El control de nivel de liquido n es crítico, puesto que se puede emplear un flotador vertical, logrando que el control de nivel sea más sensible a los cambios. 3. Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son muy recomendables para flujo de pozos que producen por bombeo neumático, con el fin de manejar baches imprevistos de líquido que entren al separador. 4. Hay menor tendencia de revaporización de líquidos.
Desventajas: 1. Son más costosos que los horizontales. 2. Son más difíciles de instalar que los horizontales. 3. Se necesita de un diámetro mayor que los horizontales para manejar la misma cantidad de gas.
Separadores Horizontales Ventajas: 1.-Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales. 2.-Son más económicos que los verticales. 3.-Son más fáciles de instalar que los verticales. 4.-Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma. Para esto, donde queda la interfase gas-líquido, se instalan placas rompedoras de espuma.
Desventajas: 1.- No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales sólidos como arena o lodo, pues es difícil limpiar este tipo de separadores. 2.- El control de nivel de líquido es más crítico que en los se paradores verticales.
Separadores Esféricos. Ventajas: 1.- Más baratos que los horizontales o verticales. 2.- Más compactos que los horizontales o los verticales, por lo que se usan en plataformas costa afuera. 3.- Son más fáciles de limpiar que los separadores verticales. 4.- Los diferentes tamaños disponibles los hacen el tipo más económico para instalaciones individuales de pozos de alta presión. Desventajas: 1.- Tienen un espacio de separación muy limitado.
Separadores de tres fases. Estos separadores, además de separar las fases líquida y gaseosa, separan el líquido en aceite y agua no emulsionada, tiene lugar por diferencia de densidades. Para esto se proporciona al líquido suficiente tiempo de residencia y se deposita en un espacio donde no hay turbulencia. Los separadores de tres fases pueden ser verticales, horizontales y esféricos.
Además de las secciones y dispositivos con que cuentan los separadores de líquido y gas, el separador de 3 fases tiene las siguientes características y accesorios especiales: a) Una capacidad de líquidos suficiente para proporcionar el tiempo de retención necesario para que se separe el aceite y el agua. b) Un sistema de control para la interfase agua-aceite. c) Dispositivos de descarga independientes para el aceite y para el agua.
