El término separador en la terminología de los yacimientos petrolíferos designa un recipiente a presión utilizado para separar los fluidos de pozos producidos a partir de pozos de petróleo y gas en componentes gaseosos y líquidos . Un separador para la producción de petróleo es un recipiente grande diseñado para separar los fluidos de producción en sus componentes constituyentes de petróleo , gas y agua . Un recipiente de separación puede denominarse de las siguientes maneras: separador de petróleo y gas , separador , separador de etapas , trampa , recipiente de extracción (tambor de extracción, trampa de extracción, extracción de agua o extracción de líquido), cámara de evaporación (recipiente de evaporación o trampa de evaporación), separador de expansión o recipiente de expansión , depurador (depurador de gas), filtro (filtro de gas). Estos recipientes de separación se utilizan normalmente en un arrendamiento o plataforma de producción cerca de la cabeza del pozo, el colector o la batería de tanques para separar los fluidos producidos a partir de pozos de petróleo y gas en petróleo y gas o líquido y gas. Un separador de petróleo y gas generalmente incluye los siguientes componentes y características esenciales:
Los separadores funcionan según el principio de que los tres componentes tienen densidades diferentes , lo que les permite estratificarse cuando se mueven lentamente con el gas en la parte superior, el agua en la parte inferior y el petróleo en el medio. Cualquier sólido, como la arena, también se asentará en el fondo del separador. Las funciones de los separadores de petróleo y gas se pueden dividir en funciones primarias y secundarias, que se analizarán más adelante.
Los separadores de petróleo y gas pueden tener tres configuraciones generales: vertical , horizontal y esférico . Los separadores verticales pueden variar en tamaño desde 10 o 12 pulgadas de diámetro y 4 a 5 pies de costura a costura (S a S) hasta 10 o 12 pies de diámetro y 15 a 25 pies de S a S. Los separadores horizontales pueden variar en tamaño desde 10 o 12 pulgadas de diámetro y 4 a 5 pies de S a S hasta 15 a 16 pies de diámetro y 60 a 70 pies de S a S. Los separadores esféricos generalmente están disponibles en 24 o 30 pulgadas hasta 66 a 72 pulgadas de diámetro. Los separadores horizontales de petróleo y gas se fabrican con carcasas monotubo y de doble tubo. Las unidades monotubo tienen una carcasa cilíndrica y las unidades de doble tubo tienen dos carcasas cilíndricas paralelas, una sobre la otra. Ambos tipos de unidades se pueden utilizar para servicio bifásico y trifásico. Generalmente, se prefiere un separador monotubo horizontal de petróleo y gas en lugar de una unidad de doble tubo. La unidad monotubo tiene una mayor área para el flujo de gas, así como una mayor área de interfaz petróleo/gas que la que suele estar disponible en un separador de doble tubo de precio comparable. El separador monotubo suele ofrecer un tiempo de retención más prolongado porque el recipiente de un solo tubo más grande retiene un mayor volumen de petróleo que el separador de doble tubo. También es más fácil de limpiar que la unidad de doble tubo. En climas fríos, la congelación probablemente causará menos problemas en la unidad monotubo porque el líquido suele estar en estrecho contacto con la corriente cálida de gas que fluye a través del separador. El diseño monotubo normalmente tiene una silueta más baja que la unidad de doble tubo, y es más fácil apilarlos para una separación de múltiples etapas en plataformas marinas donde el espacio es limitado. Powers et al (1990) [1] demostraron que los separadores verticales deben construirse de manera que la corriente de flujo entre cerca de la parte superior y pase a través de una cámara de separación de gas/líquido, aunque no sean alternativas competitivas a diferencia de los separadores horizontales.
Las tres configuraciones de separadores están disponibles para operación de dos fases y operación de tres fases. En las unidades de dos fases, el gas se separa del líquido y el gas y el líquido se descargan por separado. Los separadores de petróleo y gas están diseñados mecánicamente de tal manera que los componentes de líquido y gas se separan del vapor de hidrocarburo a una temperatura y presión específicas según Arnold et al (2008). [2] En los separadores de tres fases, el fluido del pozo se separa en gas, petróleo y agua y los tres fluidos se descargan por separado. La sección de separación de gas y líquido del separador se determina por el tamaño máximo de gota de eliminación utilizando la ecuación de Souders-Brown con un factor K apropiado. La sección de separación de petróleo y agua se mantiene durante un tiempo de retención que se proporciona mediante datos de pruebas de laboratorio, procedimiento operativo de planta piloto o experiencia operativa. En el caso en que no se disponga del tiempo de retención, se utiliza el tiempo de retención recomendado para el separador de tres fases en API 12J. Los métodos de dimensionamiento por factor K y tiempo de retención proporcionan tamaños de separador adecuados. Según Song et al (2010), [3] los ingenieros a veces necesitan más información sobre las condiciones de diseño de los equipos posteriores, es decir, la carga de líquido para el extractor de niebla, el contenido de agua para el deshidratador/desaltificador de crudo o el contenido de petróleo para el tratamiento del agua.
Los separadores de petróleo y gas pueden funcionar a presiones que van desde un alto vacío hasta 4000 a 5000 psi. La mayoría de los separadores de petróleo y gas funcionan en el rango de presión de 20 a 1500 psi. Los separadores pueden denominarse de baja presión, presión media o alta presión. Los separadores de baja presión generalmente funcionan a presiones que van desde 10 a 20 hasta 180 a 225 psi. Los separadores de presión media generalmente funcionan a presiones que van desde 230 a 250 hasta 600 a 700 psi. Los separadores de alta presión generalmente funcionan en el amplio rango de presión de 750 a 1500 psi.
Los separadores de petróleo y gas pueden clasificarse según su aplicación como separadores de prueba, separadores de producción, separadores de baja temperatura , separadores de medición, separadores elevados y separadores de etapas (primera etapa, segunda etapa, etc.).
La separación del petróleo del gas puede comenzar cuando el fluido fluye a través de la formación productora hacia el pozo y puede aumentar progresivamente a través de las tuberías, las líneas de flujo y el equipo de manipulación de superficie. En determinadas condiciones, el fluido puede separarse completamente en líquido y gas antes de llegar al separador de petróleo y gas. En tales casos, el recipiente separador proporciona solo una "ampliación" para permitir que el gas ascienda a una salida y el líquido descienda a otra.
La diferencia de densidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos puede lograr una separación aceptable en un separador de petróleo y gas . Sin embargo, en algunos casos, es necesario utilizar dispositivos mecánicos, comúnmente denominados "extractores de neblina", para eliminar la neblina líquida del gas antes de que se descargue del separador. Asimismo, puede ser conveniente o necesario utilizar algún medio para eliminar el gas no disuelto del petróleo antes de que este se descargue del separador.
Las características físicas y químicas del petróleo y sus condiciones de presión y temperatura determinan la cantidad de gas que contendrá en solución. La velocidad a la que se libera el gas de un petróleo determinado es una función del cambio de presión y temperatura. El volumen de gas que un separador de petróleo y gas eliminará del petróleo crudo depende de (1) las características físicas y químicas del crudo, (2) la presión de operación, (3) la temperatura de operación, (4) la tasa de rendimiento, (5) el tamaño y la configuración del separador y (6) otros factores.
La agitación, el calor, los deflectores especiales, los paquetes coalescentes y los materiales de filtrado pueden ayudar a eliminar el gas no disuelto que, de otro modo, podría quedar retenido en el petróleo debido a la viscosidad y la tensión superficial del petróleo. El gas se puede eliminar de la parte superior del tambor por el hecho de ser gas. El petróleo y el agua se separan mediante un deflector en el extremo del separador, que se coloca a una altura cercana al contacto petróleo-agua, lo que permite que el petróleo se derrame hacia el otro lado, mientras que atrapa el agua en el lado cercano. Luego, los dos fluidos se pueden sacar del separador por sus respectivos lados del deflector. Luego, el agua producida se vuelve a inyectar en el depósito de petróleo, se elimina o se trata. El nivel a granel (interfaz gas-líquido) y la interfaz petróleo-agua se determinan utilizando instrumentación fijada al recipiente. Las válvulas en las salidas de petróleo y agua se controlan para garantizar que las interfaces se mantengan en sus niveles óptimos para que se produzca la separación. El separador solo logrará la separación a granel. Las gotas de agua más pequeñas no se asentarán por gravedad y permanecerán en la corriente de petróleo. Normalmente, el aceite del separador se envía a un coalescente para reducir aún más el contenido de agua.
La producción de agua con petróleo sigue siendo un problema para los ingenieros y los productores de petróleo. Desde 1865, cuando se coprodujo agua con hidrocarburos, la separación de hidrocarburos valiosos del agua descartable ha sido un desafío y una frustración para la industria petrolera. Según Rehm et al (1983), [4] la innovación a lo largo de los años ha llevado desde el pozo de desnatado hasta la instalación del tanque de almacenamiento, al cañón de cañón, al separador de agua libre, al coalescedor con heno y, más recientemente, al coalescedor de placas Performax Matrix, un separador de sedimentación por gravedad mejorado. La historia del tratamiento del agua en su mayor parte ha sido esquemática y espartana. El agua producida tiene poco valor económico y representa un costo adicional para el productor organizar su eliminación.
Hoy en día, los yacimientos petrolíferos producen mayores cantidades de agua que de petróleo. [ cita requerida ] Junto con una mayor producción de agua, se producen emulsiones y dispersiones que son más difíciles de tratar. El proceso de separación se entrelaza con una gran cantidad de contaminantes a medida que se recupera la última gota de petróleo del yacimiento. En algunos casos, es preferible separar y eliminar el agua del fluido del pozo antes de que fluya a través de reducciones de presión , como las causadas por estranguladores y válvulas . Dicha eliminación de agua puede evitar dificultades que podrían ser causadas por el agua aguas abajo , como la corrosión , que puede considerarse una reacción química que ocurre cuando un gas o líquido ataca químicamente una superficie metálica expuesta. [5] La corrosión suele acelerarse por las temperaturas cálidas y también por la presencia de ácidos y sales.
Otros factores que afectan la eliminación del agua del petróleo incluyen la formación de hidratos y la formación de emulsiones compactas que pueden ser difíciles de disolver en petróleo y agua. El agua se puede separar del petróleo en un separador trifásico mediante el uso de productos químicos y separación por gravedad. Si el separador trifásico no es lo suficientemente grande como para separar el agua adecuadamente, se puede separar en un recipiente de extracción de agua libre instalado aguas arriba o aguas abajo de los separadores.
Para que un separador de petróleo y gas cumpla sus funciones principales, se debe mantener la presión en el separador para que el líquido y el gas puedan descargarse en sus respectivos sistemas de procesamiento o recolección. La presión se mantiene en el separador mediante el uso de una válvula de contrapresión de gas en cada separador o con una válvula de contrapresión maestra que controla la presión en una batería de dos o más separadores. La presión óptima que se debe mantener en un separador es la presión que dará como resultado el mayor rendimiento económico de la venta de los hidrocarburos líquidos y gaseosos .
Para mantener la presión en un separador, se debe realizar un sello líquido en la parte inferior del recipiente. Este sello líquido evita la pérdida de gas con el aceite y requiere el uso de un controlador de nivel de líquido y una válvula .
La separación eficaz de petróleo y gas es importante no solo para garantizar que se logre la calidad de exportación requerida, sino también para evitar problemas en los equipos de proceso posteriores y en los compresores. Una vez que se ha eliminado el líquido a granel, lo que se puede lograr de muchas maneras, las gotas de líquido restantes se separan mediante un dispositivo desempañador. Hasta hace poco, las principales tecnologías utilizadas para esta aplicación eran los ciclones de flujo inverso, las almohadillas de malla y los paquetes de paletas. Más recientemente, se han desarrollado nuevos dispositivos con mayor manejo de gas que han permitido una posible reducción en el tamaño del recipiente depurador. Actualmente hay varios conceptos nuevos en desarrollo en los que los fluidos se desgasifican aguas arriba del separador primario. Estos sistemas se basan en tecnología centrífuga y de turbina y tienen ventajas adicionales, ya que son compactos e insensibles al movimiento, por lo que son ideales para instalaciones de producción flotantes . [6] A continuación, se presentan algunas de las formas en que se separa el petróleo del gas en los separadores.
El gas natural es más ligero que el hidrocarburo líquido . Las partículas diminutas de hidrocarburo líquido que se suspenden temporalmente en una corriente de gas natural se sedimentarán en la corriente de gas , por diferencia de densidad o por la fuerza de la gravedad, si la velocidad del gas es lo suficientemente lenta. Las gotas más grandes de hidrocarburo se sedimentarán rápidamente en el gas, pero las más pequeñas tardarán más. En condiciones estándar de presión y temperatura , las gotas de hidrocarburo líquido pueden tener una densidad de 400 a 1.600 veces la del gas natural. Sin embargo, a medida que aumentan la presión y la temperatura de funcionamiento, la diferencia de densidad disminuye. A una presión de funcionamiento de 800 psig, el hidrocarburo líquido puede ser solo de 6 a 10 veces más denso que el gas. Por lo tanto, la presión de funcionamiento afecta materialmente el tamaño del separador y el tamaño y tipo de extractor de neblina necesario para separar adecuadamente el líquido y el gas. El hecho de que las gotas de líquido puedan tener una densidad de 6 a 10 veces la del gas puede indicar que las gotas de líquido se sedimentarían rápidamente y se separarían del gas. Sin embargo, esto puede no ocurrir porque las partículas de líquido pueden ser tan pequeñas que tienden a "flotar" en el gas y pueden no sedimentarse fuera de la corriente de gas en el corto período de tiempo que el gas está en el separador de petróleo y gas. A medida que aumenta la presión de operación en un separador, la diferencia de densidad entre el líquido y el gas disminuye. Por esta razón, es deseable operar los separadores de petróleo y gas a una presión tan baja como sea compatible con otras variables, condiciones y requisitos del proceso.
Si una corriente de gas que contiene líquido o niebla choca contra una superficie, la niebla líquida puede adherirse a la superficie y fusionarse en ella. Después de que la niebla se fusione en gotas más grandes, estas gravitarán hacia la sección de líquido del recipiente. Si el contenido de líquido del gas es alto o si las partículas de niebla son extremadamente finas, pueden requerirse varias superficies de impacto sucesivas para lograr una eliminación satisfactoria de la niebla.
Cuando se cambia bruscamente la dirección de flujo de una corriente de gas que contiene neblina líquida , la inercia hace que el líquido continúe en la dirección original de flujo. De este modo, se puede lograr la separación de la neblina líquida del gas, ya que el gas asumirá más fácilmente el cambio de dirección de flujo y se alejará de las partículas de neblina líquida. El líquido así eliminado puede unirse en una superficie o caer a la sección de líquido que se encuentra debajo.
La separación de líquido y gas puede efectuarse con un aumento o disminución repentina de la velocidad del gas. Ambas condiciones utilizan la diferencia de inercia del gas y el líquido. Con una disminución de la velocidad, la mayor inercia de la niebla de líquido la lleva hacia adelante y lejos del gas. [7] El líquido puede entonces coalescer en alguna superficie y gravitar hacia la sección de líquido del separador. Con un aumento de la velocidad del gas, la mayor inercia del líquido hace que el gas se aleje del líquido y el líquido puede caer a la sección de líquido del recipiente.
Si una corriente de gas que transporta neblina líquida fluye en un movimiento circular a una velocidad suficientemente alta, la fuerza centrífuga lanza la neblina líquida hacia afuera contra las paredes del recipiente. Aquí el líquido se fusiona en gotitas progresivamente más grandes y finalmente gravita hacia la sección líquida que se encuentra debajo. La fuerza centrífuga es uno de los métodos más eficaces para separar la neblina líquida del gas. Sin embargo, según Keplinger (1931), [8] algunos diseñadores de separadores han señalado una desventaja: un líquido con una superficie libre que gira como un todo tendrá su superficie curvada alrededor de su punto más bajo que se encuentra en el eje de rotación. Este nivel falso creado puede causar dificultades para regular el control del nivel de fluido en el separador. Esto se supera en gran medida colocando deflectores de silencio verticales que deben extenderse desde la parte inferior del separador hasta por encima de la salida. La eficiencia de este tipo de extractor de neblina aumenta a medida que aumenta la velocidad de la corriente de gas. Por lo tanto, para una tasa de rendimiento dada, será suficiente un separador centrífugo más pequeño.
Debido a los precios más altos del gas natural , la dependencia generalizada de la medición de hidrocarburos líquidos y otras razones, es importante eliminar todo el gas no disuelto del petróleo crudo durante el procesamiento en el campo. A continuación se describen los métodos utilizados para eliminar el gas del petróleo crudo en los separadores de petróleo y gas:
La agitación moderada y controlada, que puede definirse como el movimiento del petróleo crudo con una fuerza repentina [9], suele ser útil para eliminar el gas no disuelto que puede quedar atrapado mecánicamente en el petróleo debido a la tensión superficial y la viscosidad del mismo. La agitación suele hacer que las burbujas de gas se fusionen y se separen del petróleo en menos tiempo del que se necesitaría si no se utilizara la agitación.
El calor como forma de energía que se transfiere de un cuerpo a otro produce una diferencia de temperatura. [10] Esto reduce la tensión superficial y la viscosidad del petróleo y, por lo tanto, ayuda a liberar el gas que se retiene hidráulicamente en el petróleo. El método más eficaz para calentar el petróleo crudo es pasarlo a través de un baño de agua caliente. Una placa esparcidora que dispersa el petróleo en pequeñas corrientes o riachuelos aumenta la eficacia del baño de agua caliente. El flujo ascendente del petróleo a través del baño de agua proporciona una ligera agitación, que es útil para coalescer y separar el gas arrastrado del petróleo. Un baño de agua caliente es probablemente el método más eficaz para eliminar las burbujas de espuma del petróleo crudo espumoso. Un baño de agua caliente no es práctico en la mayoría de los separadores de petróleo y gas, pero se puede agregar calor al petróleo mediante calentadores y/o intercambiadores de calor de fuego directo o indirecto, o se pueden utilizar separadores de agua libre calentados o tratadores de emulsión para obtener un baño de agua caliente.
La fuerza centrífuga, que puede definirse como una fuerza ficticia, propia de una partícula que se mueve en una trayectoria circular, que tiene la misma magnitud y dimensiones que la fuerza que mantiene a la partícula en su trayectoria circular (la fuerza centrípeta ) [11] pero que apunta en la dirección opuesta, es eficaz para separar el gas del petróleo. El petróleo más pesado es arrojado hacia afuera contra la pared del retenedor del vórtice mientras que el gas ocupa la parte interior del vórtice. Un vórtice con la forma y el tamaño adecuados permitirá que el gas ascienda mientras que el líquido fluye hacia abajo hasta el fondo de la unidad.
La dirección del flujo dentro y alrededor de un separador junto con otros instrumentos de flujo generalmente se ilustran en el diagrama de tuberías e instrumentación (P&ID). Algunos de estos instrumentos de flujo incluyen el indicador de flujo (FI), el transmisor de flujo (FT) y el controlador de flujo (FC). El flujo es de suma importancia en la industria del petróleo y el gas porque el flujo, como una variable de proceso principal, es esencialmente importante en el sentido de que su comprensión ayuda a los ingenieros a idear mejores diseños y les permite realizar investigaciones adicionales con confianza. Mohan et al (1999) [12] llevaron a cabo una investigación sobre el diseño y desarrollo de separadores para un sistema de flujo trifásico. El propósito del estudio fue investigar el comportamiento complejo del flujo hidrodinámico multifásico en un separador de petróleo y gas trifásico. Se desarrolló un modelo mecanicista junto con un simulador de dinámica de fluidos computacional (CFD). Luego, estos se utilizaron para llevar a cabo una experimentación detallada en el separador trifásico. Los resultados experimentales y de simulación CFD se integraron adecuadamente con el modelo mecanicista. El tiempo de simulación para el experimento fue de 20 segundos con una gravedad específica del aceite de 0,885 y una longitud y un diámetro de la parte inferior del separador de 4 pies y 3 pulgadas respectivamente. El primer conjunto de experimentos se convirtió en una base a través de la cual se utilizaron investigaciones detalladas para llevar a cabo y realizar estudios de simulación similares para diferentes velocidades de flujo y otras condiciones de funcionamiento.
Como se indicó anteriormente, los instrumentos de flujo que funcionan con el separador en un entorno de petróleo y gas incluyen el indicador de flujo, el transmisor de flujo y el controlador de flujo. Debido al mantenimiento (que se analizará más adelante) o debido al alto uso, estos medidores de flujo necesitan calibrarse de vez en cuando. [13] La calibración se puede definir como el proceso de referenciar señales de cantidad conocida que se ha predeterminado para adaptarse al rango de mediciones requeridas. La calibración también se puede ver desde un punto de vista matemático en el que los medidores de flujo se estandarizan determinando la desviación del estándar predeterminado para determinar los factores de corrección adecuados. Para determinar la desviación del estándar predeterminado, el caudal real generalmente se determina primero con el uso de un medidor maestro que es un tipo de medidor de flujo que se ha calibrado con un alto grado de precisión o pesando el flujo para poder obtener una lectura gravimétrica del flujo másico.
Otro tipo de medidor utilizado es el medidor de transferencia. Sin embargo, según Ting et al (1989), [14] se ha demostrado que los medidores de transferencia son menos precisos si las condiciones de operación son diferentes de sus puntos calibrados originales. Según Yoder (2000), [15] los tipos de medidores de flujo utilizados como medidores maestros incluyen medidores de turbina, medidores de desplazamiento positivo, medidores Venturi y medidores Coriolis. En los EE. UU., los medidores maestros a menudo se calibran en un laboratorio de flujo que ha sido certificado por el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología (NIST). La certificación NIST de un laboratorio de medidores de flujo significa que sus métodos han sido aprobados por NIST. Normalmente, esto incluye la trazabilidad NIST, lo que significa que los estándares utilizados en el proceso de calibración del medidor de flujo han sido certificados por NIST o están vinculados causalmente con estándares que han sido aprobados por NIST. Sin embargo, en la industria existe la creencia generalizada de que el segundo método, que implica el pesaje gravimétrico de la cantidad de fluido (líquido o gas) que fluye realmente a través del medidor hacia dentro o hacia fuera de un recipiente durante el procedimiento de calibración, es el método más ideal para medir la cantidad real de flujo. Aparentemente, la báscula utilizada para este método también debe ser trazable al Instituto Nacional de Estándares y Tecnología (NIST). [16]
Para determinar un factor de corrección adecuado, a menudo no se necesita un simple ajuste de hardware para que el caudalímetro comience a leer correctamente. En cambio, se registra la desviación de la lectura correcta en una variedad de caudales. Los puntos de datos se grafican, comparando la salida del caudalímetro con el caudal real determinado por el medidor maestro o la báscula estandarizados del Instituto Nacional de Estándares y Tecnología.
Los controles necesarios para los separadores de petróleo y gas son controladores de nivel de líquido para la interfaz de petróleo y petróleo/agua (operación trifásica) y válvula de control de contrapresión de gas con controlador de presión. Aunque el uso de controles es costoso, lo que hace que el costo de operación de campos con separadores sea tan alto, las instalaciones han resultado en ahorros sustanciales en el gasto operativo general, como en el caso de los 70 pozos de gas en Big Piney, Wyo avistados por Fair (1968). [17] Los pozos con separadores estaban ubicados por encima de los 7200 pies de elevación, con un rango de hasta 9000 pies. Las instalaciones de control estaban lo suficientemente automatizadas como para que las operaciones de campo alrededor de los controladores pudieran operarse desde una estación de control remoto en la oficina de campo utilizando el Sistema de Control Distribuido . En general, esto mejoró la eficiencia del personal y la operación del campo, con un aumento correspondiente en la producción del área.
Las válvulas necesarias para los separadores de petróleo y gas son la válvula de control de descarga de petróleo, la válvula de control de descarga de agua (operación trifásica), las válvulas de drenaje, las válvulas de bloqueo, las válvulas de alivio de presión y las válvulas de apagado de emergencia (ESD). Las válvulas ESD suelen permanecer abiertas durante meses o años a la espera de una señal de comando para funcionar. Se presta poca atención a estas válvulas fuera de los intervalos de parada programados. Las presiones de la producción continua a menudo prolongan estos intervalos aún más. Esto provoca la acumulación o corrosión en estas válvulas que les impide moverse. Para aplicaciones críticas de seguridad, se debe garantizar que las válvulas funcionen según la demanda. [18]
Los accesorios necesarios para los separadores de petróleo y gas son manómetros, termómetros , reguladores reductores de presión (para gas de control), mirillas de nivel, cabezal de seguridad con disco de ruptura, tuberías y tubos.
Los separadores de petróleo y gas deben instalarse a una distancia segura de otros equipos alquilados. Cuando se instalen en plataformas marinas o cerca de otros equipos, se deben tomar precauciones para evitar lesiones al personal y daños a los equipos circundantes en caso de que el separador o sus controles o accesorios fallen. Se recomiendan las siguientes características de seguridad para la mayoría de los separadores de petróleo y gas.
Durante la vida útil de un sistema de producción, se espera que el separador procese una amplia gama de fluidos producidos. Con la ruptura de la inundación de agua y la circulación expandida de elevación por gas, el corte de agua del fluido producido y la relación gas-petróleo cambian constantemente. En muchos casos, la carga de fluido del separador puede exceder la capacidad de diseño original del recipiente. Como resultado, muchos operadores descubren que su separador ya no puede cumplir con los estándares requeridos de efluentes de petróleo y agua, o experimentan un alto arrastre de líquido en el gas según Power et al (1990). [20] A continuación se analizan algunas consideraciones y mantenimiento operativo:
En las refinerías y plantas de procesamiento, es una práctica normal inspeccionar periódicamente todos los recipientes y tuberías a presión para detectar corrosión y erosión. En los yacimientos petrolíferos, esta práctica no se suele seguir (se inspeccionan con una frecuencia predeterminada, que normalmente se decide mediante una evaluación del RBI) y los equipos se reemplazan solo después de una falla real. Esta política puede crear condiciones peligrosas para el personal operativo y los equipos circundantes. Se recomienda establecer y seguir programas de inspección periódica para todos los equipos a presión para protegerse contra fallas indebidas.
Todos los dispositivos de seguridad deben instalarse lo más cerca posible del recipiente y de tal manera que la fuerza de reacción de los fluidos que salen no rompa, desenrosque ni desplace de otro modo el dispositivo de seguridad. La descarga de los dispositivos de seguridad no debe poner en peligro al personal ni a otros equipos.
Los separadores deben funcionar por encima de la temperatura de formación de hidratos . De lo contrario, se pueden formar hidratos en el recipiente y obstruirlo parcial o totalmente, reduciendo así la capacidad del separador. En algunos casos, cuando la salida de líquido o gas está obstruida o restringida, esto hace que la válvula de seguridad se abra o que el cabezal de seguridad se rompa. Se pueden instalar serpentines de vapor en la sección de líquido de los separadores de petróleo y gas para fundir los hidratos que se puedan formar allí. Esto es especialmente apropiado en separadores de baja temperatura.
Un separador que maneje fluidos corrosivos debe revisarse periódicamente para determinar si se requieren trabajos de reparación. Los casos extremos de corrosión pueden requerir una reducción de la presión de trabajo nominal del recipiente. Se recomienda realizar pruebas hidrostáticas periódicas, especialmente si los fluidos que se manejan son corrosivos. Se puede utilizar un ánodo desechable en los separadores para protegerlos contra la corrosión electrolítica . Algunos operadores determinan el espesor de la carcasa y el cabezal del separador con indicadores de espesor ultrasónicos y calculan la presión de trabajo máxima permitida a partir del espesor del metal restante. Esto debe hacerse anualmente en alta mar y cada dos a cuatro años en tierra.
La arena y otros sólidos provenientes de aguas arriba tenderán a sedimentarse en el fondo de los separadores. Si se permite que se acumulen, los sólidos reducen el volumen disponible para la separación de petróleo, gas y agua, lo que reduce la eficiencia. El recipiente se puede sacar de servicio y vaciarse, y los sólidos se pueden extraer excavando a mano. O se pueden utilizar tuberías de aspersión de agua en la base del separador para fluidizar la arena, que se puede drenar desde las válvulas de drenaje de la base.