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SEPARADORES
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Recipiente que se usa para separar mezclas de fluidos en sus fracciones líquidas y gaseosas.
También es denominado trampa y puede ser cilíndrico o esférico.
Se usan para evitar reducciones súbitas de presión que causarían pérdidas de los
componentes líquidos por arrastre de gas, pérdida de la energía del gas, riesgos de incendio
y formación de emulsiones.
En la industria del petróleo y del gas natural, un separador es un cilindro de acero que por lo
general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y
gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes
indeseables como la arena y el agua.
La primera clasificación está en función del número de fases que separa; se les llama
separadores bifásicos (cuando separan dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre
se deberá especificar las fases que entran en juego. Se conoce como separadores trifásicos a los que
se diseñan para separar tres fases (agua, petróleo y gas) y tetrafásicos, aquellos en los cuales se ha
previsto, adicionalmente, una sección para la separación de la espuma que suele formarse en
algunos tipos de fluidos. Si se toma en cuenta la posición del cilindro, habrá que reconocerlos
como verticales u horizontales. Adicionalmente si al calificativo por la posición del recipiente se le
agrega el trabajo que realiza se hablará de separadores horizontales bifásicos o trifásicos, según sea
la posición del recipiente y el número de fases que separan.
De acuerdo a su presión de trabajo: Baja, media y alta.
De acuerdo a su función: Producción general y de prueba.
Al referirse a la ubicación relativa que ocupa el separador con respecto a los otros equipos,
también aparece otra clasificación:
- Separador de entrada, cuando están ubicados a la entrada de la planta, para recibir los fluidos en
su condición original, cruda; obviamente en este caso habrá que esperar la posibilidad de recibir
impurezas de cualquier tipo.
- Separadores en serie, los que están colocados uno después del otro; o, en paralelo, uno al lado
del otro. En el primer caso la depuración se realiza de manera progresiva y, en el segundo, las dos
unidades hacen el mismo trabajo.
- Cuando la actividad por desarrollar tiende a la especialidad, los nombres que toman las unidades
de separación son muy específicos.
- Separador tipo filtro: Los que promueven la separación eficiente de los líquidos que
eventualmente pudieran permanecer en la fase gaseosa para evitar que, al condensarse aguas abajo,
puedan dañar equipos muy costosos como los compresores y expansores. Otras veces, los líquidos
que se depositan en el sistema ocasionan toda clase de inconvenientes. Por ello estas unidades están
provistas de filtros, específicamente diseñados para retener el tamaño de las partículas que deban
ser retiradas de la corriente.
- Tanques de venteo o “Flash tanks”: Son recipientes utilizados para separar el gas que se produce
cuando se expande un líquido. En esta profesión se conoce como “flash” al cambio súbito que sufre
un fluido cuando la presión desciende violentamente. Así, al tumbar la presión del fluido se
producirá una separación de fases, que le dará origen al gas y al petróleo. Y, en correspondencia con
la acción que se realiza, el término“Flash tank” se le asigna al separador donde se lleva a cabo la
expansión del fluido.
- Trampas o “Knockout drums”: Son recipientes diseñados para separar corrientes con una alta
relación gas líquido. Estas unidades por lo general tienen poca capacidad para la retención de
líquidos.
- Separador de baches “Slug Catcher”: Es un recipiente diseñado para atrapar grandes cantidades
de líquido que ocasionalmente llegan en la corriente de gas.
Así, cuando se desea diseñar un separador, lo primero que deberá hacerse es calcular la
cantidad de líquido que permanecerá en el fondo del recipiente y las respectivas composiciones y
características de las fases que se separan. Eso servirá de punto de apoyo para hacer el diseño
conceptual.
Uso del separador
Antes de empezar el diseño es preciso estar muy claro en cuanto al uso que se le dará al
recipiente. De ello dependerá la calidad de la respuesta. No es lo mismo un petróleo pesado, con
arena, a altas velocidades que un fluido limpio volátil a la entrada de una planta de fraccionamiento.
En efecto, el uso del recipiente determina en grado sumo las características del diseño y los
componentes que interiormente lleva la unidad.
Parámetros que intervienen en el diseño
Diseño de un separador vertical. Además de lo que se ha mencionado, anteriormente es
necesario conocer lo siguiente:
- Características y cantidad de gas que se producirá por el tope de la unidad.
- Características y cantidad de líquido que maneja el separador.
Con estos parámetros se suelen calcular el diámetro del recipiente, con capacidad para
manejar la cantidad de gas que habrá de producirse en las peores condiciones. Ello corresponde al
fluido más liviano, a la presión más baja y a la más alta temperatura que eventualmente pueda
producirse durante la vida útil de la unidad.
Es necesario verificar el tipo de fluido que permanecerá en el fondo del recipiente.
Teóricamente 30 segundos deberían ser suficientes para que la espuma que se forma por agitación
se reduzca al mínimo, de tal manera que ese lapso debería ser suficientes para considerar que el gas
se ha separado de los líquidos. En la práctica las normativas vigentes aplican condiciones más
seguras.
Con la gravedad API o densidad de los fluidos, se seleccionará el tiempo de retención que
deba tener el líquido, para garantizar la separación.
Al dividir el volumen retenido entre el área correspondiente al diámetro seleccionado se tendrá la
altura teórica que se debe reservar para el almacenamiento de los líquidos.
Dimensionamiento de la unidad.
Una vez que se conoce él diámetro del recipiente y la cantidad de líquido que se ha de
recibir se procede a dimensionar el equipo (1) Según GPSA y (2) Según PDVSA. Entonces, se debe
seleccionar el diámetro comercial y calcular la longitud del equipo. Una serie de normas
perfectamente establecidas le sirven de guía al diseñador para seleccionar la altura de cada una de
las partes que configuran el recipiente: altura de la zona líquida, espacio entre el nivel de líquido y
la boquilla de entrada, diámetro de la boquilla de entrada de los fluidos, altura entre el tope de la
boquilla y el extractor de niebla, espacio libre requerido para instalar el extractor de niebla y la zona
inmediata superior hasta la costura del separador. Al sumar estas longitudes se debe obtener una
razón de esbeltez (altura / diámetro) que, de acuerdo con las diferentes normas puede oscilar entre 2
y 6.
Cuando el diseñador ha sido cuidadoso en seleccionar y calcular el recipiente que desea, el
vendedor deberá ajustarse a los requerimientos del comprador.
Secciones Internas
1.
2.
3.
4.
Separación primaria
Fuerza gravitacional
Coalescencias
Acumulación de líquido
Criterios de Diseño
 Propiedades de los Fluidos:

Composiciones y características de las fases que se separan.
Volatilida
d
Viscosidad
d
Densidad
Velocidad
Gravedad
API
Tiempo
de
Retención
 Elementos Internos y Externos:
 Filtros coalescentes y
elementos filtrantes
 Colectores
 Tubos
 Cartuchos
 Deflectores, etc.
 Carcasas
 Boquillas
 Sistemas de Drenaje Automático
 Indicadores y Transmisores de
presión
 válvulas de seguridad
 Indicadores y suwitch de nivel, etc.
 Tipos de Separador:
Según la Ubicación
respecto a otros
equipos
Según las fases
que se Separan
Según la Posición
del Cilindro
Bifásico
s
 De entrada a la planta.
 Tipo filtro
Trifásicos
Tetrafásicos
 Otros tipos de Separadores:
 Tanques de Venteo o “Flash
Tanks”
 De Baches o “Slug Catcher”
 Trampas o “Knockout drums”
 Dimensiones del Equipo y Disposición de Espacio:
 Capacidad que maneja el separador
 Volúmen del líquido retenido / Area = Altura Teórica
Diámetro seleccionado
 Con estos parámetros se dimensiona el equipo según las normas
(GPSA, PDVSA)
 Selección del diámetro comercial y cálculo de la longitud del equipo
 Altura / Diámetro = razón de Esbeltez (entre 2 y 6)
Separadores Horizontales
Parámetro a tomar en cuenta:







Mayor interfase y velocidad del gas
Economía de ensamblaje y transporte
Operación instalación y mantenimiento
Espuma y turbulencia
Capacidad Vs. dimensión
Control de nivel crítico
Contenido de arena
Separador Vertical

Tapones de líquido

Arena

Control de nivel

Tendencia del líquido a revaporizar

Espacio ocupado

Costos de ensamblaje y transporte

Relación capacidad tamaño
Dimensionamiento

Velocidad del gas

Tasa de flujo volumétrico

Área transversal

Diámetro interno

Caudal de líquido

Volumen de retención

Altura

Diámetro de la boquilla
 L  G
G
Vc  K
Wg
g
Qg
A
Vg
Qg 
D
QL 
4A

WL
L
VL  60 QL  TRL
API  40  TRL  1.5 min
25  API  40  TRL  3 min(no  espum oso)
API  25  TRL  5 min(espum oso)
Db  4  (QL  QG ) / Vb
Hoja de data de proceso