SEPARADORES

Los separadores son usados para remover los líquidos de los gases. Campos  modernos  de petróleo  que  lidian  con  crudos  incluyen mediciones para regalías y pago de impuestos, los cuales requieren que todo el gas no disuelto  sea removido   del  petróleo  crudo  antes  de  la medición. Adicionalmente,  la  venta  del  gas seco  en  muchos  casos  es  una  fuente considerable  de ingresos. Los Separadores de petróleo y gas  lidian  y soportan  una gran cantidad  de  masa  de  materiales  con  una  gran eficiencia.  Por  ejemplo,  con  un  flujo  de 10MmSCF  por  día  de  gas  con  una gravedad  y especifica de 0.70 y  1000 de bbl por día de 35ºAPI de petróleo, el  separador  está manipulando  270  toneladas  de  gas  y  150 tonelada  de liquido  por  día.  El  separador  para campos  de  petróleos  usual  permite  un máximo de trasporte de líquido de 0.10 gal de líquido por millón de SCF de gas, o un máximo de 10 partes de líquido transportado por cada millón de partes de material manipulado.

CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES

Los separadores se pueden clasificar de varias maneras, dependiendo de las fases que separan, de la forma, de la posición, de la utilización o condiciones de trabajo, etc.

En cuanto a las fases que separan pueden ser bifásicos o trifásicos; serán bifásicos si solamente separan gas y líquido y trifásicos si separan gas, petróleo y agua.  Los bifásicos son más comunes y los trifásicos se usan generalmente donde hay crudos livianos y no se presentan emulsiones.

En cuanto a la forma pueden ser cilíndricos o esféricos.  Los cilíndricos son los más comunes pero los esféricos son bastante usados en campos de gas y cuando deben trabajar a presiones altas ^(3)..

En cuanto a su posición, esto se refiere a los separadores cilíndricos, pueden ser verticales y horizontales; estos últimos pueden ser de un solo cilindro o dos.  Los verticales se usan cuando hay una RGL más bien baja y en pozos que puedan tener producción de arena; los horizontales de un solo tubo se usan cuando se tienen RGL altas pero una tasa líquida estable, y los de dos tubos pueden manejar más fácil producciones altas, dan más tiempo de reposo al líquido para extraerle el gas y pueden manejar más fáciles relaciones gas-líquidos altas.

De acuerdo a su utilización, en una batería hay separadores de prueba, y generales y separadores de alta y baja presión; estos dos últimos existe cuando a una batería llegan pozos con presiones bastante altas y se requieren dos o más etapas de separación, cada una a una presión menor que la anterior.

DE ACUERDO A SU FUNCIÓN MAS IMPORTANTE:

Separadores de agua libre. Conocidos como Free Water Knockout (FWKO) y su función es remover el agua libre de una mezcla de hidrocarburos.

Flash Tank. (Despresurizadores) para bajarle la presión a sistemas de hidrocarburos líquidos y removerles el gas liberado.

Separadores Especiales. Usados especialmente en el tratamiento del gas para removerle humedad o partículas sólidas; cuando es para el primer caso se conocen como despojadores (Scrubbers) y en el segundo caso se conocen como separadores de filtros.

Separadores Generales y de Prueba. Los primeros reciben la producción de varios pozos y los segundos la producción de un solo pozo para determinarle sus características de producción. Normalmente en una estación de tratamiento debe haber un separador de prueba pues a todos los pozos del campo se les debe realizar periódicamente pruebas de producción con el fin de hacerle un seguimiento a su comportamiento productivo.

Existe un tipo de separador cuya función principal es estabilizar la producción que está llegando a una batería cuando los pozos no tienen producción estable, conocidos como “Slug Catchers”; en estos casos la producción pasa de los colectores al “Slug catcher” donde aunque hay separación gas -  líquido la función principal es estabilizar la producción para poder enviar el líquido que sale de este recipiente a los separadores, que requieren que la entrada sea estable, para complementar la separación de fases. Este tipo de separador es muy común en plataformas de producción en las cuales la línea del pozo viene por el lecho del mar y al llegar a la plataforma debe ascender en muchos casos de 150 a 200 pies, lo cual ocasiona segregación de fluidos en la tubería que va del fondo del mar a la plataforma y por tanto si los fluidos fueran a llegar directamente a un separador convencional se pueden presentar problemas en el funcionamiento de este porque no se tiene tasas de flujo estables de líquido y gas^(6,8).