Las estaciones de descarga están provistas de
equipos destinados al tratamiento, almacenamiento y
bombeo del petróleo hasta los patios tanques. Para el
tratamiento, cuentan con separadores gas – crudo
para las producciones limpias (libres de agua), sucias
(con agua) y de prueba, además de realizar la
separación agua/crudo por medio de calentadores y tanques
de lavado o de estabilización y así cumplir con las
especificaciones de concentración (menor al 0,5 % de agua
y sedimentos).
El propósito fundamental de una estación
de descarga es separar el gas, el agua y los
sedimentos que arrastra el
petróleo cuando es extraído de los yacimientos;
este proceso se
denomina tratamiento del crudo.
El proceso de manejo se puede dividir en etapas
generales, entre las que se encuentran: etapa de
recolección, separación, depuración,
calentamiento, deshidratación, almacenamiento y
bombeo.
Es importante mencionar que en todas las Estaciones de
Flujo ocurre el mismo proceso, por lo que podemos decir que estas
etapas son empleadas en un gran número de estaciones;
luego de pasar por estas etapas, los distintos productos
pasarán a otros procesos
externos a la estación. A continuación se describe
cada una de las etapas por las que pasan los fluidos provenientes
de los pozos:
Etapa de Recolección
Esta es una de las etapas más importantes del
proceso y consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos de una
determinada área a través de tuberías
tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo
respectiva, o a través de tuberías o líneas
provenientes de los múltiples de petróleo,
encargados de recibir la producción de cierto
número de pozos o clusters.
Etapa de Separación
Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla
de fases (líquida y gas) se somete a una separación
líquido–gas dentro del separador. La
separación ocurre a distintos niveles de presión y
temperatura
establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el
fluido de trabajo.
Después de la separación, el gas sale por la parte
superior del recipiente y el líquido por la inferior para
posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante
señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por
los instrumentos de control del
separador.
Etapa de Depuración
Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene
de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar
los restos de petróleo en suspensión que no se
lograron atrapar en el separador, además de eliminar las
impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El
líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la
línea de líquido que va hacia el tanque de lavado o
de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es
enviado por las tuberías de recolección a las
plantas de
compresión o miniplantas, y otra cantidad va para el
consumo
interno del campo cuando se trabaja con motores a
gas.
Etapa de medición de petróleo
El proceso de medición de fluidos y posterior
procesamiento de
datos, se hace con la finalidad de conocer la
producción general de la estación y/o
producción individual de cada pozo.
La información sobre las tasas de
producción es de vital importancia en la planificación de la instalación del
equipo superficial y subterráneo, tales como la
configuración de los tanques, tuberías, las
facilidades para la disposición del agua y el
dimensionamiento de las bombas. Algunas
de las decisiones más importantes de la
compañía están basadas en las los análisis hechos por los ingenieros de
petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la
información de la prueba de pozos.
Etapa de Calentamiento
Después de pasar el crudo por el separador, la
emulsión agua-petróleo va al calentador u horno,
este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como
finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando la
separación de la emulsión. Este proceso es llevado
a cabo únicamente en las estaciones en tierra debido
a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que
están costafuera (mar, lago, etc.), y para
petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y
despacho.
Etapa de Deshidratación del
petróleo
Después de pasar por la etapa de calentamiento,
la emulsión de petróleo y agua es pasada por la
etapa de deshidratación con la finalidad de separar la
emulsión y extraer las arenas que vienen desde los pozos.
Luego el petróleo es enviado a los tanques de
almacenamiento y el agua a los sistemas de
tratamiento de efluentes.
Etapa de Almacenamiento del
Petróleo
Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el
petróleo crudo producido por los pozos asociados a las
estaciones, este es almacenado en los tanques de almacenamiento
después de haber pasado por los procesos de
separación y deshidratación y luego, en forma
inmediata, es transferido a los patios de tanque para su
tratamiento y/o despacho.
Etapa de Bombeo
Después de pasar por las distintas etapas o
procesos llevados a cabo dentro de la Estación de Flujo,
el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es
bombeado hacia los patios de tanques para su posterior
envió a las refinerías o centros de despacho a
través de bombas de transferencia.
Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones,
necesitan la interrelación operativa de una serie de
componentes básicos, como son:
Múltiples o recolectores de
entrada.Líneas de flujo.
Separadores de petróleo y gas.
Calentadores y/o calderas.
Tanques.
Bombas.
Generalmente, las estaciones de flujo están
diseñadas para cumplir un mismo fin o propósito,
por tal razón, los equipos que la conforman son muy
similares en cuanto a forma, tamaño y funcionamiento
operacional. Sin embargo, las estructuras de
éstas y la disposición de los equipos varían
entre una filial y otra.
Múltiples o recolectores de
entrada.
Son arreglos mecánicos de tuberías y
válvulas
que consisten generalmente en varios tubos colocados en
posición horizontal, paralelos uno con respecto al otro y
conectados a cada una de las líneas de flujo. Su función es
recolectar la producción de los pozos que llegan a las
estaciones de flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos
del sistema. Sin
embargo, los arreglos de válvulas, conexiones y
tuberías deben ser de manera tal que, cuando sea
requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado
para propósitos de prueba de pozos. Esto es que el flujo
de cada pozo pueda ser llevado a un separador de prueba, para
segregar y medir petróleo o productos de destilación, producción de gas y en
algunos casos producción de agua.
Tubo múltiple
Básico
El arreglo básico de la conexión al tubo
múltiple para cada pozo individual es indicado en la en la
figura 1.3. El flujo entrante arriba a una válvula de
choque ajustable (block valve) con entrada abierta en el punto A
y a través de válvula de retención (check
valve) en el punto B. Para la rutina de producción, la
válvula de choque en el cabezal (punto D) es cerrada y la
producción se mezcla con la de otros pozos a través
de una válvula del cabezal (punto C) abierta fluyendo por
la línea de flujo hacia el separador principal. Para
desviar este pozo hacia el separador de prueba, la válvula
del punto C es cerrada y la válvula en el punto D es
abierta.
Para reparar cualquier parte del múltiple, la
válvula de bloqueo en el punto A debe ser cerrada. La
válvula B previene que no haya reflujo desde cualquier
otro pozo de presión mayor que entre a la línea de
flujo principal o común hacia este pozo.
La unión en el punto E proporciona conexiones
rápidas de líneas de desvío en caso de que
la línea del pozo necesite remoción de parafina o
expulsar arena y sedimentos. La figura 1.3 muestra solo una
parte del múltiple para un pozo. Tantos pozos como se
desee pueden ser añadidos por unidades idénticas de
conexión a las uniones de salida en los puntos F y
G.
En algunas áreas costa afuera, las líneas
de flujo y tubos múltiples para superar la presión
de estrangulamiento deben llevarse a la presión
máxima del pozo y los mismos deben ser diseñados
para eso.
Líneas de flujo.
Se denomina línea de flujo a la tubería
que se conecta desde el cabezal de un pozo hasta el
múltiple de producción de su correspondiente
estación de flujo. Las líneas de flujo son aquellos
sistemas de manejo que transportan el flujo en forma
bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergencia
denominado múltiple. Cada múltiple esta conformado
por secciones tubulares, cuya capacidad y tamaño dependen
del número de secciones tubulares. Son fabricados en
diferentes diámetros, series y rangos de trabajo y se
seleccionan según el potencial de producción y
presiones de flujo del sistema.
En el diseño
de las líneas de flujo se calculan principalmente lo
siguiente:
La caída de presión a lo largo de la
línea de flujo, la cual se calcula usando modelos
multifásicos.Los espesores óptimos del tipo de material a
usar considerando las presiones de trabajo.Los sistemas de limpieza y de
mantenimiento.Los sistemas de protección.
Los sistemas de anclaje.
Separadores de petróleo y
gas. [4]
El término "separador de petróleo y gas"
en la terminología del argot petrolero es designado a un
recipiente presurizado que es utilizado para separar los fluidos
producidos de pozos de petróleo y gas en componentes
líquidos y gaseosos. Un recipiente de separación
puede ser llamado de las siguientes formas:
Separador de petróleo y gas.
Separador.
Separador por etapas.
Trampa.
Recipiente de retención, tambor de
retención, trampa de retención, retenedor de
agua, retenedor de líquido.Cámara de separación flash, recipiente
de separación flash, o trampa de separación
flash.Separador por expansión o recipiente de
expansión.Depurador (depurador de gas), de tipo seco o
húmedo.Filtro (filtro de gas), de tipo seco o
húmedo.Filtro-Separador.
Los términos "Separador de petróleo y
gas", "Separador", "Separador por etapas", "Trampa", se refieren
a un separador de petróleo y gas convencional. Estos
recipientes de separación son normalmente utilizados en
locaciones de producción o plataformas cerca del cabezal,
tubo múltiple o unidad de tanques para separar los fluidos
producidos del pozo, en líquido y gas.
Un Recipiente de retención, tambor
de retención, trampa de retención
puede ser utilizado para remover solo agua del fluido de pozo o
remover todo el líquido, petróleo más agua,
del gas. En el caso de un retenedor de agua utilizado
cerca del cabezal del pozo, el gas y el petróleo son
descargados normalmente juntos, y el agua libre es separada y
descargada del fondo del recipiente.
Un retenedor de líquido es utilizado para remover
todo el líquido del gas. El agua y los hidrocarburos
líquidos son descargados juntos del fondo del recipiente,
y el gas es descargado por el tope.
Una cámara de separación flash (recipiente
o trampa) se refiere normalmente a un separador convencional de
petróleo y gas operado a baja presión, con el
líquido de un separador de alta presión iniciando
la liberación flash dentro de este. Esta cámara de
separación flash es frecuentemente la segunda o tercera
etapa de separación, donde el líquido empieza a
descargarse desde la cámara de separación flash
hacia almacenamiento.
Un recipiente de expansión es el separador de
primera etapa en una unidad de baja temperatura o
separación fría. Este recipiente puede ser equipado
con un serpentín de calentamiento para derretir los
hidratos, o un líquido inhibidor de hidratos (tal como
glicol) puede ser inyectado al momento de la entrada de fluido
del pozo antes de la expansión en el
recipiente.
Un depurador de gas puede ser similar a un separador de
petróleo y gas. Normalmente este maneja fluidos que
contienen menos líquido que el producido de pozos de
petróleo y gas. Los depuradores de gas son usados
normalmente en recolección de gas, ventas, y
líneas de distribución donde no se requiere manejar
tapones o baches de líquidos, como es a menudo el caso con
separadores de petróleo y gas. El depurador de gas tipo
seco utiliza extractores de neblina y otros internos similares a
los de separadores de petróleo y gas. El depurador de gas
tipo húmedo pasa la corriente de gas a través de un
baño de petróleo u otro liquido que limpie polvo y
otras impurezas del gas. El gas es pasado a través de un
extractor de neblina donde todo el líquido removible es
separado de este.
Un "depurador" puede referirse a un recipiente utilizado
aguas arriba de cualquier recipiente o unidad que procese gas
para proteger la unidad o recipiente aguas abajo, de
líquido hidrocarburo y/o agua.
El "filtro" (filtro de gas o filtro/separador) se
refiere a un depurador de gas tipo-seco; especialmente si la
unidad es utilizada en principio para remover el polvo de la
corriente de gas. Un medio filtrante es utilizado en los
recipientes para remover polvo, finos, herrumbre y otros materiales
extraños del gas. Tales unidades removerán
líquido del gas.
Un separador de gas y petróleo generalmente
incluye las siguientes componentes y características
esenciales.
Un recipiente que incluye (a) sección y/o
dispositivo para la separación primaria, (b)
sección de asentamiento "por gravedad" secundaria, (c)
extractor de neblina para remover pequeñas
partículas de liquido del gas, (d) salida del gas, (e)
sección de asentamiento de liquido (separación)
para remover el gas o vapor del petróleo (en una
unidad trifásica, esta sección separa agua del
petróleo), (f) salida del petróleo, y (g)
salida del agua (unidad trifásica).Adecuada Capacidad volumétrica de
líquido para manejar "baches" de los pozos y
líneas de flujo.Adecuado diámetro y altura o longitud del
recipiente para permitir que se separe más liquido del
gas de forma tal que el extractor de neblina no sea
sobrecargado de líquido.Un mecanismo de control del nivel de líquido
en el separador, el cual normalmente incluye un controlador
del nivel de líquido y una válvula de diafragma
en la salida del petróleo. Para operación
trifásica, el separador debe incluir un controlador
del nivel de líquido en la interfase
agua-petróleo y una válvula de control de
descarga de agua.Una válvula de alivio de presión en la
salida de gas para mantener una presión estable en el
recipiente.Dispositivos de alivio de presión.
En muchos sistemas de equipos de producción en
superficie, el separador de gas-petróleo es el primer
recipiente hacia donde fluyen los fluidos del pozo luego de ser
levantados a superficie. Si embargo, otros equipos tales como
calentadores y retenedores de agua, pueden ser instalados aguas
arriba del separador.
Petróleo Crudo
El petróleo Crudo es una mezcla compleja de
hidrocarburos producidos en forma liquida. La gravedad API
del petróleo Crudo puede estar en un rango de 6 a 50
ºAPI y una viscosidad de 5 a
90000 cp en condiciones de operación promedio. La
coloración varia de verde claro, amarillo, marrón y
negro.
Condensado
Este es un hidrocarburo que puede existir en la
formación como líquido o como vapor condensado. La
licuefacción de componentes gaseosos del condensado
normalmente ocurre con la reducción de la temperatura del
fluido de pozo a condiciones de operación en superficie.
Las gravedades API de los líquidos de condensados pueden
estar en un rango de 50 a 120 ºAPI y viscosidades de 2 a 6
cp a condiciones estándar. La coloración puede ser
blanco agua, amarillo claro, o azul claro.
Gas Natural
Un gas puede ser definido como una sustancia que no
tiene forma o volumen propio.
Este llenara cualquier recipiente que lo contenga y tomara la
forma del mismo. El hidrocarburo gaseoso asociado con el
petróleo crudo es referido al gas natural y
puede ser encontrado como gas "libre" o como gas "en
solución". La gravedad específica del gas natural
puede variar de 0.55 a 0.024 a condiciones
estándar.
Gas Libre
El gas libre es un hidrocarburo que existe en la fase
gaseosa a presión y temperatura de operación. El
gas libre puede referirse a cualquier gas a cualquier
presión que no este en solución o mantenido
mecánicamente en el hidrocarburo
líquido.
Gas en Solución
El gas en solución es homogéneamente
contenido en petróleo a una presión y temperatura
dada. Una reducción en la presión y/o un incremento
en la temperatura pueden causar que el gas sea emitido del
petróleo. Entonces se asume las características de
gas libre.
Vapores Condensables.
Estos hidrocarburos existen como vapor a ciertas
condiciones de presión y temperatura y como líquido
a otras condiciones. En la fase de vapor, ellos asumen las
características de un gas. En la fase de vapor, los
vapores condensables varían en gravedad especifica de 0.55
a 4.91 (aire =1), y
viscosidad de 0.006 a 0.011 cp a condiciones
estándar.
Agua
El agua producida con el petróleo crudo y el gas
natural puede estar en forma de vapor o liquido. El agua liquida
puede ser libre o emulsionada. El agua libre alcanza la
superficie separada del hidrocarburo líquido. El agua
emulsionada es dispersada como gotas en el hidrocarburo
líquido.
Impurezas y Materiales Extraños
Los fluidos producidos del pozo puede contener impurezas
gaseosas tales como nitrógeno, dióxido de carbono,
sulfuro de hidrogeno, y
otros gases que no
son hidrocarburos en naturaleza u
origen. Los fluidos del pozo pueden contener impurezas liquidas o
semilíquidas, tales como agua y parafina. Ellos
también pueden tener impurezas sólidas, tales como
lodo de perforación, arena, fango y sal.
- Funciones Principales de los Separadores de
Gas-Petróleo
La separación de gas del petróleo puede
iniciarse una vez que los fluidos fluyen a través de la
formación hacia el pozo y puede aumentar progresivamente a
través de la tubería de producción,
líneas de flujo y equipos de manejo en superficie. Bajo
ciertas condiciones, el fluido puede ser separado en su totalidad
en líquido y gas antes de que este alcance el separador de
petróleo y gas. En tales casos, el recipiente separador
proporciona solo una "ampliación" para permitir que el gas
y el líquido descender hacia sus respectiva
salidas.
Remover Petróleo del Gas
La diferencia en densidad de los
hidrocarburos líquidos y gaseosos puede permitir una
separación aceptable en un separador de petróleo y
gas. Sin embargo, en algunas instancias, es necesario utilizar
algunos dispositivos mecánicos comúnmente referidos
como "extractores de neblina" para remover liquido del gas antes
de que este sea descargado del separador.
Remover Gas del Petróleo
Las características físico-químicas
del petróleo y estas condiciones de presión y
temperatura determinan la cantidad de gas que este
contendrá en solución. La tasa a la cual el gas es
liberado de un petróleo dado es una función del
cambio en la
presión y temperatura. El volumen de gas que un separador
removerá del petróleo crudo depende de (1)
características físico-químicas del crudo,
(2) la presión de operación, (3) la temperatura de
operación, (4) tasa de entrampamiento, (5) tamaño y
configuración del separador, y (6) otros
factores.
La tasa de entrampamiento y nivel de liquido en el
separador determinan el tiempo de
"retención" o "asentamiento" del petróleo. Un
tiempo de retención de 1 a 3 minutos es generalmente
adecuado para obtener una separación satisfactoria de
crudo y gas, a menos que se este manejando crudo espumante.
Cuando el crudo espumante es separado, el tiempo de
retención debe ser incrementado de 5 a 20 minutos,
dependiendo de la estabilidad de la espuma y el diseño del
separador.
Separación Agua –
Petróleo
En algunas instancias es preferible separar y remover el
agua del fluido antes de que este fluya a través de las
reducciones de presión, tales como las causadas por los
estranguladores y válvulas. Tales remociones de agua
pueden prevenir dificultades que podrían ser causadas
aguas abajo por la misma, tales como corrosión, formación de hidratos, y
formación de emulsiones que pueden ser difíciles de
resolver.
El agua puede ser separada del petróleo en un
separador trifásico mediante el uso de químicos y
separación gravitacional. Si el separador trifásico
no es lo suficientemente grande para separar el agua
adecuadamente, esta puede ser separada en un recipiente de
retención de agua libre, instalado aguas arriba o aguas
abajo de los separadores. Si el agua esta emulsionada,
será necesario utilizar un tratamiento demulsificante para
remover esta.
- Funciones Secundarias de los Separadores de
Petróleo y Gas
Mantenimiento de la Presión
Óptima
Para un separador de petróleo y gas llevar a cabo
sus funciones principales, la presión debe ser mantenida
de manera tal que el líquido y el gas puedan ser
descargados a su respectivo procesamiento o sistema de
recolección. La presión es mantenida dentro del
separador utilizando una válvula de contrapresión
de gas en cada separador o con una válvula maestra de
contrapresión que controle la presión en unidad de
dos o más separadores. En la figura 1.4 se muestra una
válvula de contrapresión de gas de baja
presión típica, y la figura 1.5 muestra una
válvula de contrapresión de gas de alta
presión utilizada para mantener la presión deseada
en los separadores.
La presión óptima que debe mantener el
separador es la presión que resultará en el
rendimiento económico más alto de la venta de los
hidrocarburos líquidos y gaseosos. Esta presión
óptima puede ser calculada teóricamente o
determinada por pruebas de
campo.
Mantenimiento del Sello Líquido en el
Separador
Para mantener la presión en el separador, un
sello líquido debe ser logrado en la porción mas
baja del recipiente. Este sello líquido previene la
pérdida de gas con el petróleo y requiere el uso de
un controlador de nivel de líquido y una válvula
similar a aquellas mostradas en la figura 1.6 y 1.7. Una
válvula operada por palanca similar a la mostrada en la
figura 1.8 puede ser utilizada para mantener el sello
líquido en un separador cuando la válvula es
operada por un flotador que es accionado por el nivel de
líquido en el separador. La válvula de control de
descarga de petróleo mostrada en la figura 1.7 puede ser
accionada por un piloto operado por flotador, por un controlador
de nivel de liquido sin flotador similar al mostrado en la figura
1.9, o por un controlador de nivel de liquido tipo tubo de torque
(desplazamiento) similar al mostrado en la figura 1.6.
Problemas Especiales en la Separación de
Petróleo y Gas
Separación de Crudo Espumante
Cuando la separación es reducida en ciertos tipos
de crudo, pequeñas esferas (burbujas) de gas son
encapsuladas en una película delgada de petróleo
cuando el gas sale de solución. Esto puede resultar en
espuma que esta siendo dispersada en el petróleo y crea lo
que es conocido como crudo espuma. En otros tipos de crudo la
viscosidad y la tensión superficial del petróleo
pueden cerrar mecánicamente el gas en el petróleo y
puede causar un efecto similar a la espuma. La espuma del
petróleo puede no ser estable o no duradera a menos que un
agente espumante este presente en el petróleo. El
petróleo es mas propenso a formar espuma cuando (1) la
gravedad API menor a 40 ºAPI, (2) la temperatura de
operación es menor a 60 ºF, y (3) el crudo es
viscoso, con una viscosidad mayor 50000 SSU (Aprox. 53
cp).
La espuma reduce enormemente la capacidad de los
separadores de petróleo y gas debido a que se requiere un
tiempo retención mayor para separar adecuadamente una
cantidad dada de crudo espumante. El crudo espumante no puede ser
medido adecuadamente con medidores de desplazamiento positivo o
con recipiente de medición volumétrica
convencional. Estos problemas,
combinados con la pérdida potencial de petróleo y
gas debido a la separación inapropiada, enfatiza la
necesidad de procedimiento y
equipos especiales para manejar el crudo espumante.
El separador vertical mostrado en la figura 1.10 puede
ser utilizado para manejar crudo espumante. Como el crudo baja en
cascada por las placas internas de la unidad, las burbujas de la
espuma pueden ser rotas. Este diseño puede incrementar la
capacidad del separador para manejar crudo espumante de un 10 a
50 %. Los principales factores que contribuyen al "rotura" del
crudo espumante son el asentamiento, agitación, calor,
químicos, y fuerzas centrifugas; estos factores o métodos
para reducir o detener la formación de crudo espuma son
también utilizados para remover el gas entrampado en el
petróleo.
Parafina
La deposición de parafina en los separadores de
petróleo y gas reduce su eficiencia y
puede hacerlos inoperables llenando parcialmente el recipiente
y/o bloqueando el extractor de mezcla y las entradas de fluido.
La parafina puede ser removida efectivamente de los separadores
utilizando vapor o solventes. Sin embargo, la mejor
solución es prevenir la deposición inicial en el
recipiente a través de calor o tratamientos
químicos de la corriente de fluido aguas arriba del
separador. Otra solución, exitosa en muchos casos,
involucra el revestimiento de todas las superficies internas del
separador con un plástico
con el cual la parafina tiene poca o ninguna afinidad.
Arena, Barro, Lodo, Sal, etc.
Si la arena y otros sólidos son producidos
continuamente en cantidades apreciables con los fluidos del pozo,
ellos podrían ser removidos antes de que entren a las
tuberías. Arena de grano medio en pequeñas
cantidades puede ser removida por medio del asentamiento en un
recipiente vertical sobrediseñado con un fondo
cónico y mediante el drenaje periódico
del residuo.
La sal puede ser removida mezclando agua con el
petróleo, y luego de disolver la sal el agua puede ser
separada del petróleo y drenada del sistema.
Corrosión
Los fluidos producidos del pozo pueden ser muy
corrosivos y causar la falla temprana del equipo. Los dos
elementos mas corrosivos son dióxido de carbono, sulfuro
de hidrogeno. Estos dos gases pueden estar presentes en los
fluidos del pozo desde trazas hasta 40 o 50 % en volumen del
gas.
Clasificación por
configuración
Los separadores de petróleo y gas pueden tener
tres configuraciones generales: vertical, horizontal y
esférico. Los separadores verticales pueden variar de
tamaño de 10 a 12 pulgadas en diámetro y 4 a 5 pies
de altura, hasta 10 a 12 pies en diámetro y 15 a 25 pies
de altura.
Los separadores de petróleo y gas horizontales
son fabricados con una configuración de un solo tubo o con
dos tubos. Las unidades de un solo tubo tienen un armazón
cilíndrico y las unidades de doble tubo tienen dos
armazones cilíndricos paralelos uno encima del otro. Ambos
tipos de unidades pueden ser utilizadas para la separación
bifásica o trifásica.
Los separadores horizontales pueden variar de
tamaño de 10 a 12 pulgadas en diámetro y 4 a 5 pies
de largo, hasta 15 o 16 pies en diámetro y de 60 a 70 pies
de largo.
Los separadores esféricos están usualmente
disponibles en 24 o 30 pulgadas hasta 66 o 72 pulgadas en
diámetro.
Clasificación por la
Función
Las tres configuraciones de separadores están
disponibles para operación bifásica y
trifásica. Las unidades bifásicas el gas es
separado del liquido con el gas y el liquido descargados de
manera separada. En los separadores trifásicos, el fluido
del pozo es separado en petróleo, gas, y agua, y son
descargos de manera separada.
Clasificación por la Presión de
Operación
Los separadores de petróleo y gas pueden operar a
presión es que van desde un alto vacío hasta 4000 o
5000 psi. Mucho de los separadores de gas y petróleo
operan en el rango de operación de 20 a 1500
psi.
Los separadores pueden ser referidos como de baja, de
media, o de alta presión. Los separadores de baja
presión usualmente operan a presión es en el rango
de 10 a 20 psi hasta 180 a 225 psi. Los separadores de
presión media usualmente operan a presión es desde
230 a 250 psi hasta 600 a 700 psi. Los separadores de alta
presión generalmente operan en un amplio rango de
presión que va desde 750 a 1500 psi.
Clasificación por
Aplicación
Separador de Prueba
Un separador de prueba es utilizado para separar y medir
los fluidos de un pozo. El separador de prueba puede ser referido
como un probador o verificador de pozo. Los separadores de prueba
pueden ser verticales, horizontales o esféricos. Ellos
pueden ser bifásicos o trifásicos. Ellos pueden
estar permanentemente instalados o portátiles. Los
separadores de prueba pueden ser equipados con varios tipos de
medidores para medir el petróleo, gas, y/o agua para
pruebas de potencial, pruebas de producción
periódicas, prueba de pozos marginales, etc.
Separador de Producción
Un separador de producción es utilizado para
separar el fluido producido desde pozo, un grupo de
pozos, o una localización sobre una base diaria o
continua. Los separadores de producción pueden ser
verticales, horizontales o esféricos. Ellos pueden ser
bifásicos o trifásicos. El rango en tamaño
va desde 12 pulg. hasta 15 pies en diámetro, con muchas
unidades que van desde 30 pulg. hasta 10 pies en diámetro.
El rango de longitud desde 6 a 70 pies, con muchos de 10 a 40
pies de largo.
Separador de Baja Temperatura.
Un separador de baja temperatura es uno especial en el
cual el fluido del pozo a alta presión es introducido en
el recipiente a través de un estrangulador o
válvula reductora de presión de tal manera que la
temperatura del separador es reducida apreciablemente por debajo
de la temperatura del fluido del pozo. La temperatura mas baja en
el separador causa la condensación de vapores que de otra
manera saldrían del separador en estado de
vapor. Los líquidos recuperados requieren la
estabilización para prevenir la evaporación
excesiva en los tanques de almacenamiento.
Separador de Medición
La función de separar los fluidos del pozo en
petróleo, gas y agua, y medir los líquidos puede
ser llevado a cabo en un recipiente. Estos recipientes
comúnmente son referidos como separadores de
medición y están disponibles para operación
bifásica y trifásica. Estas unidades están
disponibles en modelos
especiales que los hacen adecuados para la medición
precisa de crudos espumosos y pesados. La medición del
líquido es normalmente llevada a cabo por
acumulación, aislamiento, y descarga de volúmenes
dados en un compartimiento de medición ubicado en la parte
mas baja del recipiente.
Separador Elevado
Los separadores pueden ser instalados sobre plataformas
en o cerca de patio de tanque o sobre plataformas costa-fuera de
tal forma que el liquido pueda fluir desde el separador hacia
almacenamiento o recipientes aguas abajo por gravedad. Esto
permite operar el separador a la más baja presión
posible para capturar la máxima cantidad de líquido
para minimizar la pérdida de gas y vapor hacia la atmósfera o hacia el
sistema de gas a baja presión.
Separadores por Etapas
Cuando el fluido producido es pasado a través de
más de un separador con los separadores en serie, los
separadores son referidos como separadores por etapa.
Clasificación por el principio utilizado
para la separación primaria
Los separadores pueden ser clasificados de acuerdo al
método
utilizado para llevar a cabo la separación primaria en el
separador.
Diferencia de densidad (separación por
gravedad)
Esta clasificación incluye todas las unidades que
no poseen elementos de entrada, deflector, placas de choques, o
empaque en la
entrada del recipiente.
La separación primaria se obtiene solamente por
la diferencia de densidad del petróleo, gas, o vapor.
Estas unidades son pocas en número y muchos separadores
tienen un extractor de neblina cerca de la salida de gas para
remover las gotas de petróleo en el gas.
Choque y/o Coalescencia
Este tipo de separador incluye todas las unidades que
utilizan una placa o dispositivo de empaque en la entrada del
separador para llevar a cabo la separación inicial del
petróleo y del gas. Un número infinito de
diseños puede ser utilizado en la entrada del separador,
pero uno de los arreglos más simples y efectivos es
ilustrado en figura 1.11.
Fuerza Centrifuga
La fuerza
centrifuga puede ser utilizada tanto para la separación
primaria como para la secundaria de petróleo y gas en el
separador. La fuerza centrifuga puede ser obtenida tanto con una
entrada tangencial dimensionada apropiadamente o un elemento
espiral interno dimensionado de manera apropiada con el fondo y
el tope del abierto o parcialmente abierto. Estos elementos
centrífugos causan flujo ciclónico del fluido
entrante a velocidades tan altas para separar el fluido en una
capa externa o cilindro de líquido y en un cono interno o
cilindro de gas o vapor. La velocidad
requerida para la separación centrifuga varia desde cerca
de 40 hasta aproximadamente 300 pies/s. La velocidad mas
común de operación esta entre 80 y 120
pies/s.
Los separadores de petróleo y gas son fabricados
en tres configuraciones básicas: vertical, horizontal y
esférico. Depuradores de gas son fabricados en dos formas
básicas: vertical y horizontal. Cada una de estas unidades
tiene ventajas y usos específicos. La selección
de una unidad particular para ser utilizada en cada
aplicación se basa usualmente en cual obtendrá los
resultados deseados a los costos mas bajos
de equipo, instalación y mantenimiento
la tabla 12.5 muestra una comparación de las ventajas y
desventajas de los separadores verticales, horizontales y
esféricos.
Separadores Verticales
Las aplicaciones para los separadores verticales de gas
y petróleo incluyen lo siguiente:
Fluidos del pozo que tienen una alta relación
gas-líquido.Fluidos del pozo que contienen cantidades
apreciables de arena, lodo, y sólidos similares
finamente divididos.Instalaciones con limitaciones de espacio horizontal
pero con pocas o ninguna limitación de altura, tales
como plataformas de producción costa-fuera.Fluidos del pozo donde el volumen puede variar
ampliamente e instantáneamente, tales como pozos de
levantamiento por gas intermitente (intermitent gas
lift).Aguas debajo de otro equipo de producción que
permite o causa condensación de líquido o
coalescencia.Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que
no funciona apropiadamente con líquido entrampado en
el gas.Donde la economía favorece al separador
vertical.Separadores Horizontales
Las aplicaciones para los separadores horizontales de
gas y petróleo incluyen lo siguiente:
Separación liquido/liquido en instalaciones
con separador trifásico para obtener una
separación agua-petróleo más
eficiente.Separación del crudo espumante donde la mayor
área de contacto gas-líquido del recipiente
horizontal permitirá y/o causará un rompimiento
más rápido de la espuma y una separación
gas-líquido más eficiente.instalaciones donde limitaciones de altura indican
el uso de un recipiente horizontal debido a su
forma.Fluido de pozo con una alta relación
gas-petróleo (RGP).Pozos con tasa de flujo relativamente constante y
con poco o ningún cabeceo o surgencia de
líquido.Donde unidades portátiles son requeridas
tanto para uso de prueba como producción.Donde unidades múltiples pueden ser apiladas
para conservar espacio de planta.Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que
no funciona apropiadamente con líquido entrampado en
el gas.Aguas debajo de otro equipo de producción que
permite o causa condensación de líquido o
coalescencia.Donde la economía favorece al separador
horizontal.Separadores Esféricos
La siguiente es una lista de las aplicaciones para los
separadores esféricos de petróleo y gas.
Fluidos del pozo con altas relaciones
gas-petróleo, tasas de flujo constante, si cabezos ni
baches.Instalaciones donde existe limitaciones de altura y
espacio horizontal.Aguas debajo de unidades de procesos, tales como
deshidratadores de glicol y endulzadores de gas, para depurar
y recuperar los fluidos de procesos tales como la amina y el
glicol.Instalaciones donde la economía favorece los
separadores esféricos.Instalaciones que requieren un separador
pequeño donde un hombre pueda transportar un separador
esférico a la localización e
instalarlo.Depurador para combustible y gas de proceso para uso
de planta y o campo.
Depuradores de Gas
Muchos depuradores de gas vertical y horizontal donde el
gas ha sido previamente separado, limpiado, transportado y/o
procesado con otro equipo. De manera tal que, mas de las
impurezas tales como líquidos entrantes, barro, costras de
metal oxidado, y polvo han sido removidos del gas por otro
equipo, y el depurador de gas esta siendo utilizado para "pulir"
el gas. Los depuradores 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.
Alguno de los usos para depuradores de gas son: limpiar
gas (1) para combustible para calentadores, hervidores,
generadores de vapor, motores; (2) para gas de control para
plantas de procesamiento y equipos; (3) aguas arriba del
compresor; (4) Aguas arriba de deshidratadores y endulzadores;
(5) Aguas abajo de deshidratadores y endulzadores para conservar
los fluidos del proceso; (6) Aguas arriba del sistema de
distribución de gas; (7) Aguas arriba de y en
líneas de transmisión de gas para remover
líquidos entrantes, costras de metal oxidado, y polvo; (8)
Aguas arriba y/o Aguas debajo de estaciones de regulación
de presión; y (9) Aguas abajo de la línea de
transmisión de gas de plantas de compresión para
remover el lubricante de la línea.
- Controles, Válvulas, Accesorios y
Características de Seguridad para Separadores de
Petróleo y Gas.
Controles
Los controles requeridos para los separadores de
petróleo y gas son controladores de nivel de liquido para
el petróleo y la interfase agua-petróleo
(operación trifásica) y válvula de control
de contrapresión de gas con controlador de
presión.
Válvulas
Las válvulas requeridas para los separadores de
petróleo y gas son: la válvula de control de
descarga de petróleo, válvula de control de
descarga de agua (operación trifásica),
válvulas de drenaje, válvula de bloqueo,
válvula de alivio de presión, y válvulas
para inspección externa de nivel (por visores).
Accesorios
Los accesorios requeridos para los separadores de
petróleo y gas son los manómetros,
termómetros, reguladores de reducción de la
presión (para gas de control), visores de nivel, cabezal
de seguridad con
disco de ruptura, tubería.
- Características de Seguridad para los
Separadores de Petróleo y Gas
Los separadores de petróleo y gas deben ser
instalados a una distancia segura de otros equipos de la
locación. Donde ellos están instalados sobre
plataformas costa-fuera o próximos a otros equipos, deben
ser tomadas precauciones para prevenir perjuicios al personal y
daños a los equipos adyacentes en caso de que el separador
o sus controles o accesorios fallen.
Los siguientes elementos de seguridad son recomendados
para muchos de los separadores de petróleo y
gas.
Controles de nivel de liquido alto y
bajo
Los controles de nivel de liquido alto y bajo
normalmente son pilotos operados por un flotador que acciona una
válvula en la entrada del separador, abriendo un hipas
cerca del separador, haciendo sonar una alarma, o realizando
alguna otra función pertinente para prevenir el daño
que pueda resultar de altos o bajos niveles de líquidos en
el separador
Controles de Presión Alta y
Baja
Los Controles de presión alta y baja son
instalados en los separadores para prevenir que presiones
excesivamente altas o bajas interfieran con las operaciones
normales. Estos controles pueden ser neumáticos,
mecánicos y eléctricos y pueden sonar una alarma,
accionar una válvula de cierre, abrir un hipas, o realizar
otras funciones pertinentes para proteger el personal, el
separador, y equipos adyacentes.
Controles de Temperatura Alta y
Baja
Los controles de temperaturas deben ser instalados en
los separadores para cerrar la unidad, para abrir o cerrar un
hipas hacia un calentador, o sonar una alarma cuando la
temperatura en el calentador llega a ser muy baja o muy alta.
Tales controles de temperaturas no son utilizados normalmente en
los separadores, pero pueden ser apropiados en casos
especiales.
Válvulas de Alivio
Estas válvulas son normalmente instaladas a la
presión de diseño del recipiente. Las
válvulas de alivio sirven principalmente como una
advertencia, y en algunos casos son muy pequeñas para
manejar la capacidad de fluido total del separador.
Válvulas de alivio de capacidad total pueden ser
utilizadas y son particularmente recomendadas cuando no es usado
un disco de ruptura en el separador.
Disco de Ruptura
Un disco de ruptura es un dispositivo que contiene una
membrana de metal delgada que es diseñada para romperse
cuando la presión en el separador excede un valor
predeterminado. Este es usualmente de 1.25 a 1.5 veces la
presión de diseño del separador. El disco de
ruptura es normalmente seleccionado de forma tal que no se rompa
hasta que la válvula de alivio no se haya abierto y sea
incapaz de prevenir la presión excesiva en el
separador.
Inspección Periódica
En refinerías y plantas de proceso, es
práctica normal inspeccionar todos los recipientes y
tuberías presurizados por corrosión y erosión.
En los campos de petróleo, generalmente no se sigue esta
práctica, y el equipo es reemplazado después de la
falla. Esta política puede crear
condiciones peligrosas para el personal de operación y
equipos adyacentes. Se recomienda que la inspección
periódica sea establecida y seguida para proteger en
contra de fallas indebidas.
Instalación de Dispositivos de
Seguridad
Todos los dispositivos de seguridad deben ser instalados
tan cerca del recipiente como sea posible y de manera tal que la
fuerza de reacción de descarga de fluidos no los destruya,
desajuste, o disloque. La descarga de los dispositivos de
seguridad no debe poner en peligro al personal u otros
equipos.
Cabezales de Seguridad (Discos de
Ruptura)
La descarga de un cabezal de seguridad debe estar
abierta sin restricción. La línea de descarga de un
dispositivo de seguridad debe estar paralela a un separador
vertical y perpendicular al horizontal, de otra manera el
separador puede ser expulsado por la fuerza de reacción de
la descarga de fluidos. No debe utilizarse una válvula
entre el cabezal de seguridad y el separador debido a que esta
puede ser cerrada inadvertidamente. No se debe permitir que se
acumule agua cerca del disco de ruptura debido a que puede formar
hielo y alterar las características de ruptura del disco.
La operación de separadores de petróleo y gas fuera
de los limites de diseño e instalar discos de ruptura, no
se recomienda.
Las válvulas de alivio de presión pueden
corroerse y filtrar o puede "congelarse" en la posición
cerrada. Estas deben ser revisadas periódicamente y
reemplazada sino trabaja en buenas condiciones. Las líneas
de descarga, especialmente las válvulas de alivio de
condición completa, deben estar de forma tal que la fuerza
de reacción de descarga no mueva el separador.
Extractores de Neblina
Algunos extractores de neblina en separadores de gas y
petróleo requieren un drenaje o conducto descendente de
líquido desde el extractor de neblina hasta la
sección de líquido del separador. Este drenaje
será una fuente de problema cuando la caída de
presión a través del extractor de neblina llegue a
ser excesiva. Si la caída de presión del extractor
de neblina, medida en pulgadas de petróleo, excede la
distancia desde el nivel de liquido en el separador hasta el
extractor de neblina, el petróleo fluirá desde el
fondo hacia arriba a través del drenaje del extractor de
neblina y saldrá con el gas. Esta condición puede
complicarse por un taponamiento parcial del extractor de neblina
con parafina u otro material extraño. Esto explica porque
algunos separadores tienen capacidades definidas que no pueden
ser excedidas sin un conductor de líquido en la salida de
gas, y esto también explica porque las capacidades de
algunos separadores pueden ser disminuidas con el uso. En
años recientes, los separadores de diseños avanzado
han utilizado extractores de neblina que no requieren drenajes o
conductos de líquidos, estos diseños eliminan esta
fuente de problemas (ver figura 1.11).
Bajas Temperaturas
Los separadores deben ser operados por encima de la
temperatura de formación de hidratos. De otra manera los
hidratos pueden formarse dentro del recipiente y taponarlo
parcial o completamente, reduciendo la capacidad del separador y,
en algunos casos cuando la salida de liquido o gas son taponadas,
causando que la válvula de seguridad se abra o el disco de
ruptura se rompa. Serpentines de vapor pueden ser instalados en
la sección de líquido del separador para fundir los
hidratos que puedan formarse allí. Esto es especialmente
apropiado en separadores de baja presión.
Fluidos Corrosivos
Un separador que maneje fluidos corrosivos debe ser
revisado periódicamente para determinar cuando se
requerirá un trabajo de reparación. Casos extremos
de corrosión pueden requerir una reducción de la
presión de trabajo del recipiente. Se recomienda realizar
prueba hidrostática periódicamente,
especialmente si los fluidos que están siendo manejados
son corrosivos. Ánodos pueden ser utilizados en los
separadores para proteger contra la corrosión
electrolítica. Algunos operadores determinan el espesor de
la pared y del cabezal con indicadores de
espesor ultrasónicos y calculan la máxima
presión de trabajo permisible del espesor de metal
restante. Esto debería hacerse anualmente costa afuera y
cada 2 a 4 años en tierra firme.
Parafina
Un separador que maneje petróleo de base
parafínica necesitara ser limpiado con vapor
periódicamente para prevenir el taponamiento y como
resultado la reducción de la capacidad. Esta
reducción en capacidad frecuentemente resulta en el
transporte de
líquido en el gas o descarga de gas excesivo con el
líquido.
Operación de Alta Capacidad
Cuando los separadores están operando cerca o a
su máxima capacidad, deberían ser revisados
cuidadosamente y periódicamente para terminar cuando esta
siendo llevado a cabo una separación aceptable.
Cargas de Choque de Presión
Los pozos deberían ser conectados o desconectados
lentamente. La apertura y el cierre rápido de las
válvulas causan cargas de choque perjudiciales sobre el
recipiente, sus componentes, y la tubería.
Descarga Ahogada de Líquido
La descarga ahogada de pequeños volúmenes
de líquido desde los separadores normalmente debe ser
evitada. El ahogamiento puede causar erosión o amplio
desgaste de la válvula y asientos internos de la
válvula de descarga de líquido y pueden erosionar
el cuerpo de la válvula de descarga hasta un punto que
puede estallar a o debajo de la presión de
trabajo.
Sin embargo, el ahogamiento de la descarga puede
necesario debido a que unidades de proceso, tales como
separadores de menor presión o unidades de
estabilización, aguas abajo del separador pueden requerir
flujo relativamente estable. Válvulas de control en la
descarga de líquido deberían ser dimensionadas para
el volumen de líquido que el separador debe manejar. Tales
válvulas normalmente deberían ser más
pequeñas que las líneas en las cuales están
instaladas. Válvulas internas reducidas pueden ser
utilizadas para diseñar la válvula apropiadamente
para minimizar el desgaste durante el servicio de
ahogamiento.
Manómetros
Los manómetros y otros dispositivos
mecánicos deberían ser calibrados
periódicamente. Válvulas de aislamiento
deberían ser utilizadas de tal manera que los
manómetros puedan ser fácilmente removidos para
pruebas, limpieza, reparación, reemplazo.
Grifos y Visores de Medición
Los grifos y visores de medición deberían
mantenerse limpios de tal manera que el nivel de líquido
observado en el visor indique siempre el verdadero nivel de
líquido en el separador. Se recomienda la limpieza
periódica con solvente.
Limpieza de Recipientes
Se recomienda que todos los recipientes separadores
estén equipados con accesos, boca de visita, y/o
conexiones de desagüe de tal forma que los recipientes sean
limpiados periódicamente.
Calentadores. [9,10]
Se define como un equipo donde se genera calor que se
obtiene de la combustión de combustibles, generalmente
líquidos o gaseosos, con el oxígeno
del aire; usualmente se suministra aire en exceso. En ellos los
gases que resultan de la combustión ocupan la mayor parte
del volumen de calentamiento. Este contiene varias cámaras
formadas por una serie de tuberías con serpentines y por
cuyo interior circula el fluido que se desea calentar con el
calor que genera la combustión. Por el interior de la caja
circula el fuego generado por los quemadores, el cual es
transmitido al crudo que la rodea. Durante este proceso el crudo
alcanza una temperatura de 190 F aproximadamente. Este
proceso se realiza en dos o tres etapas. Luego el crudo con el
agua caliente es desplazado hasta el tanque de lavado.
Aquí también el gas que se suministra por la parte
superior del calentador impulsa a la mezcla hasta el tanque de
lavado. Este proceso se hace con la finalidad de facilitar la
extracción del agua contenida en el
petróleo.
Las funciones del calentador son:
Calentar la emulsión hasta el punto requerido
para conseguir la fácil separación de
petróleo y el agua.Eliminar la mayor parte del gas de la
emulsión.Separar cantidades apreciables de agua libre, si se
encuentran
Los instrumentos que controlan el proceso de
calentamiento del petróleo se resumen en la siguiente
tabla:
INSTRUMENTO | FUNCIÓN | ||
Válvula | Regula el flujo de gas que llega hasta los | ||
Manómetro | Mide la presión del interior del | ||
Termómetro | Mide la temperatura del petróleo contenido | ||
Regulador de | Regula el flujo del gas combustible necesario para | ||
- Tanques de Lavado.[1]
Son aquellos equipos mecánicos (recipientes),
sometidos a una presión cercana a la atmosférica
que reciben un fluido multifásico y son utilizados en la
industria
petrolera para completar el proceso de deshidratación de
crudo dinámicamente, es decir, en forma continua; para la
separación del agua del crudo.
Por lo general, antes de entrar a un tanque de lavado,
las emulsiones son sometidas a un proceso de separación
gaslíquido en separadores convencionales. Durante este
proceso se libera la mayor parte del gas en solución. Esto
permite que la cantidad de gas que se libera en un tanque de
lavado sea relativamente pequeña.
El agua contenida en el crudo se puede separar en el
tanque de lavado mediante gravedad. Sin embargo, cuando el agua y
el crudo forman emulsiones, es necesario comenzar su tratamiento
antes de que ingresen al tanque de lavado. Esto se hace
generalmente mediante el uso de calor y/o química
demulsificante.
Uno de los parámetros más importantes en
el análisis de un tanque de lavado, es el tiempo de
retención. Este se define como el tiempo que debe pasar la
emulsión en el tanque, para que el petróleo y el
agua se separen adecuadamente. Usualmente se requiere que el
petróleo a su salida del tanque de lavado posea un
promedio de agua igual o inferior a 1 %. Los tiempos de
retención varían entre 4 y 36 horas.
En pruebas pilotos se ha demostrado que la
emulsión se canaliza en el tanque si existe una ruta
directa entre su entrada y su salida. Cuando esto ocurre, la
emulsión no pasa por ciertas regiones del tanque
denominadas zonas muertas. En tanques de diámetros
apreciables, aún con problemas de canalización, es
posible obtener los tiempos de retención requeridos para
una deshidratación adecuada. No obstante, para tanques de
diámetros menores es necesario construir, en el interior
del tanque, sistemas deflectores para solucionar el problema de
la canalización. De esta forma se obtienen las mejoras en
los tiempos de retención de asentamiento para que el grado
de deshidratación sea el requerido. (Fig.
1.12).
Funcionamiento de un Tanque de Lavado
La mezcla de petróleo y agua entra por la parte
superior, luego se hace circular por medio de canales conformados
por bafles, lo que permite que el agua contenida en el
petróleo (este fenómeno es conocido como
coalescencia) y por diferencia de densidades el agua se deposita
en la parte baja del tanque permitiendo que el petróleo
alcance el nivel más alto y rebose hasta el tanque de
almacenamiento de crudo
De esta manera, el petróleo que sale del tanque
de lavado generalmente cumple con las especificaciones exigidas
para ser transportado por oleoductos. Sin embargo, este
petróleo pasa primeramente a los tanques de almacenamiento
antes de entrar a los oleoductos. De esta forma se logra mejorar
aún más el proceso de deshidratación, ya que
parte de la fracción de agua que todavía permanece
en el crudo, se asienta en el fondo del tanque de
almacenamiento.
Partes de un Tanque de Lavado
Con generalidad, un tanque de lavado está
constituido de las partes siguientes: el cuerpo del tanque, los
sistemas deflectores, la línea de alimentación, el tubo
conductor o separador, el sistema de descarga de petróleo,
el sistema de descarga de agua y los sistemas de
control, medición, ventilación, remoción
de sedimentos y purga.
El cuerpo del tanque
Es la parte principal de un tanque de lavado, ya que en
su interior se realiza el proceso de deshidratación. Los
fluidos se agrupan en tres zonas: (ver fig. 1.13)
La superior formada por petróleo deshidratado. La
media constituida por emulsiones. La inferior que contiene agua
de lavado.
Es importante destacar que estas capas no poseen
linderos definidos, sino que sus límites se
mezclan entre sí. En algunos casos es deseable aislar
térmicamente el tanque y la chimenea exterior. Por lo
tanto, es recomendable evaluar esta opción.
Los sistemas deflectores
En muchos casos se hace necesario incrementar el tiempo
de residencia de la emulsión de un tanque de lavado. Esto
se puede lograr aumentando el diámetro del tanque. Sin
embargo, consideraciones económicas pueden descartar esta
alternativa. Por lo tanto, otra alternativa consiste en colocar
dentro de¡ tanque sistemas deflectores. Estos hacen posible
que el fluido, en el interior de¡ tanque, entre en contacto
con un número mayor de zonas y que se mejore la
separación crudoagua, aún sin incrementar el tiempo
de residencia.
Los sistemas deflectores usualmente están
constituidos por: placas, tabiques y cilindros internos. Algunas
veces, estos sistemas poseen una serie de agujeros o
perforaciones. La distribución de los deflectores en los
tanques se realiza usando diferentes patrones de
distribución.
Las principales funciones de los deflectores son las
siguientes:
Evitar la canalización de la emulsión y,
por lo tanto, mejorar la separación crudoagua.
Minimizar los problemas de turbulencia.
Orientar el sendero óptimo que deben seguir los
fluidos dentro de¡ tanque.
Reducir el grado de inestabilidad térmica, debido
a diferencias de temperatura dentro de[ tanque.
Existen limitaciones técnicoeconómicas que
impiden que los sistemas deflectores usados se alcancen
eficiencias de asentamiento del orden del 100%. Sin embargo, un
patrón de deflectores adecuado ayuda a reducir
apreciablemente los costos de inversión en tanque de lavado, y hace
posible la obtención de grados de deshidratación
adecuados. Esto justifica la necesidad de realizar pruebas
pilotos para las evaluaciones de tanques de lavado.
La línea de alimentación
Es la tubería que transporta la emulsión
de agua y petróleo al tubo conductor. El recorrido de esta
línea puede presentar las opciones siguientes:
Del separador gaslíquido, la emulsión pasa
a uno o varios calentadores, y de allí se envía al
tanque de lavado. Esta opción se puede aplicar a crudos
pesados y extrapesados.
Del separador gaslíquido, la línea que
contiene la emulsión se une con otra que transporta agua
caliente. Luego la mezcla emulsiónagua caliente se
envía al tanque de lavado. Esta opción se puede
aplicar a crudos pesados y medianos.
Del separador gaslíquido, la emulsión va
directamente al tanque de lavado, lo cual generalmente se aplica
a crudos medianoslivianos.
El tubo conductor o separado
Es un tubo de gran diámetro, que se extiende
desde el tope del tanque hasta una región cercana al
fondo. Esta tubería se puede colocar dentro o fuera del
tanque.
Cuando se coloca en el interior del tanque de lavado, se
aprovecha el calor cedido por el tubo conductor. Sin embargo, en
algunas ocasiones debido a fallas mecánicas o problemas de
corrosión, se pueden presentar fugas del tubo conductor al
tanque de lavado. Este problema se evita instalando el tubo
conductor en la parte exterior del tanque de lavado. Es de
señalar que esto puede ocasionar pérdidas de calor
del tubo conductor al medio
ambiente. No obstante, estas pérdidas se pueden
reducir mediante el uso de aislantes térmicos.
Generalmente, la parte superior del tubo conductor
está provista de una botella o ensanchamiento. Esto tiene
como finalidad lograr la liberación del gas en
solución remanente. En algunos casos, la botella no posee
partes internas. Sin embargo, cuando se quiere mejorar esta
separación gaslíquido, deben instalarse dentro de
la botella dispositivos, tales como: separadores de tipo
ciclón o ángulos de impacto.
En la mayoría de los diseños, la parte
inferior de¡ tubo conductor está provista de un
distribuidor de emulsiones. Esto tiene los objetivos
siguientes:
obtener en el fondo de¡ tanque una
distribución de la emulsión lo más uniforme
posible.
Mejorar el contacto entre la emulsión y el agua
de lavado.
La caída de presión en la botella es de 30
y 60 lpca hasta alcanzar presión atmosférica. Esto
permite liberar la mayor parte de¡ gas remanente en la
emulsión que entra al tanque de lavado.
Es importante destacar que el tubo conductor
también sirve para amortiguar las variaciones que suelen
presentarse cuando el flujo de alimentación no es
constante.
El distribuidor debe situarse lo más cercano
posible al fondo del tanque, en la zona que contiene el agua de
lavado. Sin embargo, debe colocarse a una altura tal que sus
funciones no sean obstaculizadas por depósitos de: arena,
arcilla y otras substancias que suelen acumularse en el fondo del
tanque. (ver fig.1.14)
Fig. 1.14. Esquema de un Tanque de
Lavado.
Sistema de descarga de petróleo
Este sistema está integrado por un envase
recolector de petróleo limpio y una línea de
descarga que lleva dicho petróleo a los tanques de
almacenamiento. (Ver fig. 1.15. y 1.16.)
Envase recolector de petróleo
Está colocado cerca de la superficie libre del
tanque de lavado. El llenado del envase recolector se realiza
mediante el rebosamiento de petróleo limpio hacia su
interior. Esta operación permite incrementar el tiempo de
residencia, ya que el petróleo debe subir hasta la
superficie libre o a pocas pulgadas de ella, antes de ser
descargado al tanque de lavado.
Igualmente, con el fin de disminuir los efectos de
canalización, el envase recolector debe colocarse lo
más alejado posible de la entrada de la
alimentación al tanque.
Fig. 1.15. Esquema de la trampa
recolectora de petróleo
Fig. 1.16.Tanque de
Lavado.
- Tanques de Prueba [9]
Son recipientes cilíndricos cuya capacidad puede
variar de acuerdo al volumen de producción de cada
estación. La emulsión agua-petróleo es
separada mecánicamente al ser tratada. El proceso consiste
en el asentamiento de los fluidos por gravedad (proceso de
decantación), en virtud de sus diferentes densidades. El
agua por ser más pesada que el petróleo, se asienta
en el fondo del tanque.
- Tanques de Almacenamiento [10,11]
Son depósitos cilíndricos que tienen la
finalidad de recibir el producto de
los tanques de lavado y de esta manera albergar el crudo que
será bombeado al Patio de Tanques Principal, cumpliendo
con las especificaciones de calidad (% AyS),
sin embargo de no ser así, será devuelto a los
calentadores.
Los tanques son recipientes generalmente
metálicos capaces de almacenar fluidos eficientemente. El
diseño y la construcción de estos tanques dependen de
las características físico-químicas de los
líquidos por almacenar.
En la industria del petróleo los tanques para
almacenar hidrocarburos líquidos se clasifican de la
siguiente manera:
a) Por su construcción, en empernados, remachados
y soldados.
b) Por su forma, en cilíndricos y
esféricos.
c) Por su función, en techo fijo y en techo
flotante
Los tanques esféricos son utilizados para
almacenar productos ligeros como gasolina, propano, etc. Su forma
permite soportar presiones mayores de 25 psig.
Los demás tipos de tanques se utilizan para
almacenar petróleo crudo, a presiones cercanas a la
atmosférica.
Los tanques cilíndricos, soldados y de techo
flotante se encuentran estandarizados en la industria del
petróleo.
TANQUES DE TECHO FIJO
El techo de este tipo de tanques está soldado al
cuerpo, siendo su altura siempre constante.
La forma del techo es cónica, teniendo instalado
válvulas de venteo tipo PV que actúan a
presión y a vacío (2-4 onzas/pulg2 de
presión o vacío).
Las pérdidas de crudo por evaporación en
estos tipos de tanques son altas debido al espacio vacío
que existe entre el techo y el nivel de líquido, que
varía conforme cambia este nivel.
TANQUES DE TECHO FLOTANTE EXTERNO
Los tanques de techo flotante externo poseen un techo
móvil que flota encima del producto almacenado. El techo
flotante consiste de una cubierta, accesorios y un sistema de
sello de aro. La cubierta flotante generalmente son de acero soldado y
de dos tipos: pontón o doble cubierta.
Los techos de tanques flotantes permiten reducir en
forma significativa las pérdidas de los volátiles
de los líquidos que se almacenan. Con esto se logra
reducir los costos de
producción, la contaminación ambiental y los riesgos de
incendios.
El secreto de estos tipos de techo, radica en la
eliminación del espacio de vapor sobre el líquido
que presentan los tanques de techo fijo.
La construcción de estos tipos de tanques se
inició poco después de la Primera Guerra
Mundial, por el año 1923. Actualmente, se ha
estandarizado el uso de estos tanques.
TECHO FLOTANTE TIPO PONTÓN
Estos tanques tienen un pontón anular alrededor
del borde y una plataforma de espesor simple en el centro. La
superficie superior del pontón tiene inclinación
hacia el centro, para facilitar el drenaje del agua de lluvia,
mientras que la superficie inferior tiene un ascenso hacia el
centro, para permitir la acumulación de los
vapores.
El tamaño del pontón, depende de las
dimensiones del tanque y de los requerimientos de
flotación que se tiene.
Además de la flotabilidad, los pontones hacen un
aislamiento que evita la acción
directa de los rayos solares sobre la superficie del
líquido en el espacio anular. La plataforma de espesor
simple, deja un espacio libre con la superficie del
líquido para acumular los vapores que se forman. Estos
vapores forman un colchón aislante que se licúan
cuando la temperatura decrece. Los vapores condensados entran a
la fase líquida.
Estos tipos de tanques son apropiados para almacenar
hidrocarburos con presión de vapor hasta de 12 lppca
durante temporadas de verano; durante el invierno, pueden manejar
hidrocarburos con presión de vapor aún más
altos.
Así mismo, estos tanques tienen facilidades para
manejar lluvias hasta de 254 mm en 24 horas.
Los pontones están seccionados de tal modo que el
techo no se hundiría si se produjera una rotura en la
plataforma central o en otro de los pontones.
Estos techos permiten una excelente protección
contra incendios, así como contra la
corrosión.
TECHO FLOTANTE DE DOBLE PLATAFORMA
Estos tipos de tanques tienen dos plataformas completas
que flotan sobre la superficie del líquido. Aunque estos
diseños de tanques fueron los primeros en construirse,
recién en a mediados de 1940 se empezaron a construir en
tanques de alta capacidad.
La plataforma superior presenta una inclinación
hacia el centro del tanque con el fin de permitir el drenaje de
las aguas de lluvias hacia el sistema primario y al de emergencia
que dispone el tanque.
Este tipo de techo, es el más eficiente de los
diferentes tipos de techo flotante que existen en el mercado, debido
esencialmente a que entre ambas plataformas existe un espacio
lleno de aire que produce un aislamiento efectivo entre la
superficie total del líquido y el techo, lo que permite
almacenar líquidos de alta volatilidad.
La plataforma superior, que obviamente se encuentra
sobre la superficie del líquido, impide que el contenido
del tanque llegue al techo del mismo bajo ninguna
circunstancia.
El sistema de drenaje de aguas de lluvias que poseen
estos tanques, permiten manejar hasta 254 mm de lluvias en 24
horas.
SELLOS
El espacio periférico que existe entre el anillo
del techo flotante y la pared del tanque, debe estar
herméticamente cerrado por un sello. Si no fuera
así, las ventajas que ofrecen los techos flotantes se
verían seriamente afectadas, haciéndolo vulnerable
a pérdidas por evaporación innecesarias y a riesgos
de incendios.
La estructura de
las paredes de los tanques durante su operación de
almacenamiento y bombeo de crudo, sufre normalmente variaciones
que en algunos casos llegan a aumentar o disminuir el
diámetro, en la parte superior, entre 8 y 10 pulgadas.
Esta situación obliga a que los sellos sean
diseñados considerando estos cambios de dimensiones, que
dependerá esencialmente del tamaño del
tanque.
Los sellos tipo Anillos Metálicos, son los de
mayor uso a nivel mundial en los tanques de techo flotante. Estos
sellos están formados por un anillo de acero galvanizado,
cuya parte inferior permanece sumergido por debajo del nivel de
líquido. Una continua cubierta de goma sintética a
prueba de intemperie, se utiliza para cerrar el espacio entre el
anillo de la sección sellante y el anillo del techo
flotante. El borde inferior de esta goma está empernado al
borde del techo flotante. El borde superior de la goma
está fijado al tope del anillo metálico del sello.
Fig. 2-A.
El anillo sellante está soportado y sujeto
firmemente, pero en forma suave, contra la pared del tanque, por
un soporte colgante que mantiene una presión radial
uniforme. Esta ligera presión minimiza la acción
abrasiva del anillo sellante contra la pared del tanque. El
soporte colgante (pantagraph hanger) mantiene centrado el techo
en el tanque. Si por alguna causa el techo trata de salirse del
centro, la presión del soporte colgante se incrementa en
el lado donde se recuesta el techo, corrigiendo en forma
automática la desviación.
El soporte colgante es capaz de corregir desviaciones en
más o menos cinco pulgadas de las dimensiones
nominales.
Entre los ellos tipo anillo metálico, se conocen
los modelos SR-1, SR-3, SR-5 y el SR-7.
- TANQUES DE TECHO FLOTANTE INTERNO
Estos tipos de tanques presentan la particularidad,
normalmente de disponer un techo fijo y otro interno
flotante.
Generalmente se instala en tanques cuyo techo fijo se
encuentra deteriorado o en los casos de requerirse por la
necesidad de almacenar productos más
volátiles.
Las pérdidas por evaporación en estos
tanques son aún menores que las que se producen en los
tanques de techo flotante externo.
- Medida Del Contenido De Los Tanques
A continuación, se describen los métodos
que habrán de utilizarse para medir el contenido de los
tanques, siendo utilizadas para llenar la forma: CERTIFICADO DE
MEDIDAS DE TANQUES, o la forma: SHIP"S ULLAGE REPORT.
Estos métodos se basan en la designación
ASTM: D-1085; API Standard 2545.
Método de medición
directa:
El método consiste en bajar una cinta de medida
directa con plomada (Fig. 3), al interior del tanque hasta que la
punta de la plomada apenas toque el fondo del tanque, o la placa
de nivel cero fijada en el fondo. El nivel de petróleo se
determina por la cantidad de cinta mojada, cuya lectura se
llama la medida directa (Fig.4) El uso de este método, se
limita al aforo de tanques de techo flotante, a la
medición de pequeñas cantidades de agua o residuos
en cualquier tanque o comportamiento
de buque-tanques y ala obtención de aforos aproximados no
oficiales en cualquier clase de
tanques. El sistema de medición directa es susceptible de
tres fuentes de
error que deben evitarse:
1) La cinta puede bajarse demasiado, lo cual
permite que la plomada se incline dando por resultado una
lectura en exceso.2) La presencia de sedimentos muy pesados puede
hacer difícil o imposible alcanzar el fondo del
tanque. Si ocurre esto, la lectura de cinta resultará
baja.3) Si la plomada atina a descansar en una
cabeza de remache, o en una irregularidad de una
lámina del fondo, o en cualquier cuerpo
extraño, la lectura de cinta resultará
baja.
Método de medición
indirecta
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