10. PRINCIPALES FACTORES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA DE SEPARACIÓN DE GAS Y LÍQUIDO.

A continuación se describen, en orden de importancia, los principales factores que afectan la eficiencia de la separación de gas y líquido.

A) Tamaño de las partículas de líquido. El tamaño de las partículas en el flujo de gas es un factor importante en la determinación de la velocidad de asentamiento, en la separación por gravedad y en la separación por fuerza centrífuga, cuando la separación es por choque.La velocidad promedio del gas en la sección de separación secundaria, corresponde a la velocidad de asentamiento de una gota de líquido de cierto diámetro, que se puede considerar como el diámetro base. Teóricamente todas las gotas con diámetro mayor que la base deben ser eliminadas. En realidad lo que sucede es que se separan partículas más pequeñas que el diámetro base, mientras que algunas más grandes en diámetro no se separan. Lo anterior es debido a la turbulencia del flujo y a que algunas de las partículas de líquido tienen una velocidad inicial mayor que la velocidad promedio del flujo de gas. La separación en flujo horizontal también está sujeta a los mismos efectos.El tamaño de las partículas de líquido que se forman en el flujo de líquido y gas, cuando no hay agitaciones violentas, es lo suficientemente grande para lograr una buena eficiencia con los separadores.

B) Velocidad del gas. Generalmente los separadores se diseñan de forma que las partículas de líquidos tengan un tamaño determinado, las partículas con dicho tamaño se deben separar del flujo de gas en la sección de separación secundaria mientras que las partículas más pequeñas en la sección de extracción de niebla.Cuando se aumenta la velocidad del gas a través del separador, sobre un cierto valor establecido en su diseño, aunque se incrementa el volumen de gas manejado, no se separan totalmente las partículas de líquido mayores al tamaño establecido en la sección secundaria. Esto ocasiona que se inunde el extractor de niebla y como consecuencia, que haya arrastres repentinos de cantidades de líquido en el flujo de gas que sale del separador.

C) Presión de separación. Es uno de los factores más importantes en la separación, desde el punto de vista de la recuperación de líquidos. Siempre existe una presión óptima de separación para cada situación en particular. En ocasiones al disminuir la presión de separación, principalmente en la separación de gas y condensado, la recuperación de líquidos aumenta. Sin embargo, es necesario considerar el valor económico del incremento de volumen de líquidos, contra la compresión extra que puede necesitarse para transportar el gas. La capacidad de los separadores también es afectada por la presión de separación. Al aumentar la presión, aumenta la capacidad de separación de gas y viceversa.

D) Temperatura de separación. Adicionar un calentamiento al flujo entrante petróleo/agua es el método tradicional de separación. El aumento de la temperatura reduce la viscosidad de la fase de petróleo, También posee el efecto de disolver pequeños cristales de parafina y asfáltenos y, por lo tanto, neutralizan su efecto como posible emulsificante. La temperatura normalmente se encuentra en el rango de 100-160 °F.

En el tratamiento de crudos pesados puede ser más alta de los 300 °F. Adicionar temperatura puede causar una pérdida significante de hidrocarburos liviano si se alcanza el punto de ebullición de la mezcla. Este resultado es conocido como “encogimiento” del petróleo. Las moléculas que salen de la fase de petróleo pueden ser ventiladas o comprimidas y vendidas con el gas. Incluso si son vendidos con el gas, existe la probabilidad de tener una pérdida neta en las ganancias debido al proceso de introducir el volumen de líquido dentro del gas. En la figura 11, se muestra la cantidad de encogimiento que se puede esperar..

Incrementando la temperatura puede bajar la gravedad específica y la presión de operación a la cual se está separando el crudo del agua, por lo tanto, depende de las propiedades del crudo, ya que podría aumentar o disminuir la gravedad específica.Solo si la temperatura es menos que 200 °F el cambio de la gravedad específica puede ser obviada.El gas liberado cuando el crudo es sometido a temperaturas puede ocasionar daños a los equipos de separación si los mismos no están bien diseñados, ya que aumenta la presencia de gas en la sección de coalescencia. Si mucho gas es liberado, puede crear suficiente turbulencia y puede impedir la coalescencia, es decir la separación del gas de la mezcla.

E) Densidades del líquido y del gas.

Las densidades del líquido y el gas, afectan la capacidad de manejo de gas de los separadores. La capacidad de manejo de gas de un separador, es directamente proporcional a la diferencia de densidades del líquido y del gas e inversamente proporcional a la densidad del gas.F) Viscosidad del gas. El efecto de la viscosidad del gas en la separación, se puede observar de las fórmulas para determinar la velocidad del asentamiento de las partículas de líquido. La viscosidad del gas se utiliza en el parámetro NRE, con el cual se determina el valor del coeficiente de arrastre. De la ley de Stokes, utilizada para determinar la velocidad de asentamiento de partículas de cierto diámetro, se deduce que a medida que aumenta la viscosidad del gas, disminuye la velocidad de asentamiento y por lo tanto, la capacidad de manejo de gas del separador.

EFICIENCIA DE UN SEPARADORSi 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.

11. PROBLEMAS DE OPERACIÓN EN LOS SEPARADORESa) Crudos espumosos: • Dificultad para controlar el nivel del líquido.• Problemas en la separación del líquido del gas• Probabilidad que el gas y el líquido salgan del separador junto con la espuma y con ello causar considerables pérdidas económicas.

b) Presencia de arenas:

• Taponamiento de los dispositivos internos del separador.• Erosión, corte de válvulas y líneas.• Acumulación en el fondo del separador

c) Parafinas La 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. Puede ser removida efectivamente utilizando vapor o solventesd) Bajas temperaturasAun cuando esta condición no se encuentra a menudo, la temperatura baja y la presión alta presentan la posibilidad de formación de hidratos de gas. Es correcto suponer que cualquier gas natural o gas asociado contiene vapor de agua al producirlo y que esta agua puede condensarse y causar formación de hidratos. Este renglón debe ser verificado ya que puede ser necesario el calentamiento para resolver el problema.

e) Corrosión Los fluidos producidos del pozo pueden ser muy corrosivos y causar la falla temprana del equipo. Los dos elementos más corrosivos son Dióxido de Carbono y el Sulfuro de Hidrogeno.

CONCLUSIONES• Reconocemos los principios de separación con los que funciona un separador.• Identificamos los diferentes tipos de separadores y las ventajas que presentan.• Conocemos las funciones de los elementos internos que componen un separador.• Tomamos en cuenta los factores que generan problemas o afectan la eficiencia de un separador.

RECOMENDACIONES• Recomendamos tener un buen control de los fluidos que se separan en el proceso, para la aplicación de normas medio ambientales tales como tratamientos del agua para su posterior disposición en pozos inyectores. • Tomar en cuenta las características de los fluidos, caudal, presión y temperatura para poder tener una buena separación y seleccionar el separador adecuadamente.

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.

ParafinaLa 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.CorrosiónLos 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.