¿Qué es un separador trifásico de yacimientos petrolíferos: diseño, control de vertederos e interfaz

¿Qué es un separador trifásico para yacimientos petrolíferos: diseño, vertedero y control de interfaz?

Respondiendo a la pregunta central:¿Qué es un separador trifásico para yacimientos petrolíferos?Un separador trifásico para yacimientos petrolíferos es un recipiente a presión horizontal que separa la corriente de un pozo en gas, petróleo crudo y agua producida en una sola capa, utilizando la gravedad para las tres fases y los componentes internos para gestionar la interfaz petróleo-agua. El gas se separa mediante el límite de velocidad de Souders-Brown con un factor K de 0,10-0,25 m/s, mientras que el petróleo y el agua se separan mediante sedimentación, requiriendo un tiempo de residencia de 5-30 minutos dependiendo de la gravedad API del crudo y la estanqueidad de la emulsión. La división de petróleo y agua utiliza una de tres disposiciones internas: una placa de vertedero que sostiene la capa de petróleo, una bota en la parte inferior del recipiente que recoge agua cuando el volumen de agua es pequeño, o una combinación de balde y vertedero donde ambos volúmenes son significativos. El control del nivel de la interfaz es el elemento crítico y un recipiente bien diseñado tiene una banda de control de 150-300 mm.

1. Partes internas: cómo se realiza la división agua-aceite

Se utilizan tres configuraciones internas y la elección se basa en la proporción de agua a aceite:

• Diseño de placa de vertedero:La disposición más común para un corte de agua significativo y constante. Se suelda una placa de vertedero vertical a lo largo de la mitad del recipiente, con el lado del petróleo aguas arriba y el lado del agua aguas abajo. La mezcla de aceite y agua entra por el extremo de entrada, el agua se deposita debajo y el aceite se acumula arriba y, a medida que el nivel del líquido sube por encima del vertedero, el aceite se desborda hacia el compartimento aguas abajo, desde donde se extrae bajo control de nivel. El agua se extrae del fondo del compartimento de entrada bajo control de nivel de interfaz. La altura del vertedero establece el inventario de petróleo y, por lo tanto, el tiempo de residencia del petróleo, que es el parámetro que gobierna la cantidad de agua que se separa del petróleo, por lo que el tamaño del vertedero se ajusta a la residencia requerida en lugar de elegirse arbitrariamente. El inconveniente es que la presa ocupa el volumen del recipiente y crea un compartimento que sólo puede drenarse lentamente durante el mantenimiento.
• Diseño de bota:Se utiliza donde la tasa de agua es pequeña en relación con el petróleo, generalmente por debajo de aproximadamente el 10-20% del corte de agua, o donde el agua llega de manera intermitente. En lugar de dividir el recipiente a lo largo, una bota es un pequeño recipiente vertical u horizontal soldado a la parte inferior de la carcasa principal cerca del extremo de salida, en el que se drena el agua que se deposita del aceite. El nivel de aceite se controla en la carcasa principal y la interfaz agua-aceite se controla dentro de la bota y, debido a que la bota es pequeña, la interfaz responde rápidamente y es más fácil de controlar que en un recipiente de diámetro completo. Las botas son económicas y compactas, pero brindan un tiempo de residencia de agua limitado y no pueden manejar tasas de agua grandes o fluctuantes, por lo que son adecuadas para el servicio de petróleo seco con agua ocasional en lugar de para un pozo maduro y húmedo.
• Diseño de cucharón y vertedero:Cuando los volúmenes de agua y petróleo son sustanciales y ambos tiempos de residencia son importantes, una disposición de balde y vertedero combina los dos: una placa de vertedero retiene el petróleo y proporciona residencia al petróleo, mientras que una sección de balde, esencialmente un compartimento de agua extendido, proporciona la residencia de agua necesaria para que las gotas de petróleo salgan del agua y se recuperen en lugar de perderse. Esto es importante porque el agua que sale de un separador lleva consigo aceite, típicamente entre 100 y 1000 mg/L, y ese aceite es tanto una pérdida de producto como un problema de eliminación. Una residencia de agua más prolongada lo reduce, y dado que los límites de descarga de agua producida son comúnmente de 20 a 40 mg/L en muchas jurisdicciones, el compartimiento de agua y cualquier recipiente de desnatado o hidrociclón aguas abajo se diseñan juntos en lugar de por separado.
• Dispositivos de entrada, deflectores y extracción de niebla:La separación comienza en la entrada, donde un dispositivo ciclónico, de paleta o deflector simple disipa el impulso de la corriente entrante y produce la primera división gruesa de gas y líquido. Hacer esto bien es la medida más efectiva, porque un chorro de entrada que reatomiza el líquido crea gotas muy por debajo del tamaño de corte de diseño que no se asentarán por ningún tiempo de residencia. Los deflectores de distribución perforados a lo largo del recipiente igualan la velocidad del gas e impiden la canalización hacia la salida, y un eliminador de neblina, una almohadilla de malla o un paquete de paletas elimina las finas gotas del gas antes de que salga. Cada salida de líquido está equipada con un rompedor de vórtice, porque un vórtice en la salida atrae gas hacia la línea de líquido y causa el problema que el recipiente debe evitar.

2. Dimensionamiento y control de un separador trifásico

Se deben cumplir dos criterios independientes y el control de la interfaz es lo que determina si el diseño funciona en la práctica:

• Capacidad de gasolina:El recipiente debe ser lo suficientemente ancho y largo para que la velocidad del gas se mantenga por debajo del límite de Souders-Brown, v_max = K x sqrt((rho_L - rho_V) / rho_V), con K de 0,10-0,25 m/s para un recipiente trifásico horizontal dependiendo de la relación longitud-diámetro y el eliminador de niebla. El área de flujo de gas es la sección transversal sobre el nivel del líquido, por lo que el punto de ajuste del nivel de líquido afecta directamente la capacidad de gas: un recipiente que funciona con un nivel de líquido alto tiene menos área de gas y una velocidad de gas más alta, por lo que el punto de ajuste del nivel es parte del diseño y no una preferencia operativa. La capacidad de gas generalmente gobierna en proporciones altas de gas-petróleo y en la vida temprana de un campo, mientras que la residencia líquida gobierna más tarde a medida que aumenta el corte de agua.
• Tiempo de residencia del aceite y el agua:El tamaño del lado líquido se determina mediante sedimentación, utilizando la ley de Stokes con los tamaños de gota adecuados. Para las gotas de agua que se depositan en el petróleo, el corte de diseño suele ser de 200 a 500 micrómetros y la residencia requerida depende en gran medida de la viscosidad del petróleo, razón por la cual los crudos pesados ​​por debajo de aproximadamente 20 API necesitan de 20 a 30 minutos, mientras que los crudos ligeros por encima de 35 API pueden necesitar solo de 5 a 10. Para las gotas de petróleo que salen del agua, el corte de diseño suele ser de 150 a 300 micrómetros y la residencia suele ser de 3 a 10 minutos. Ambos se comprueban de forma independiente y la eslora del barco se ajusta según la necesidad mayor. La temperatura ayuda a ambos: calentar la corriente a 40-70°C reduce la viscosidad del aceite, aumenta la diferencia de densidad y desestabiliza la película interfacial, por lo que muchos separadores trifásicos están provistos de un serpentín de calentamiento o están precedidos por un calentador.
• Control de nivel de interfaz:Aquí es donde los separadores trifásicos tienen éxito o fracasan. La interfaz entre el petróleo y el agua rara vez es una línea definida; normalmente es una banda de emulsión de 100 a 500 mm que contiene sólidos, y el controlador debe mantener la interfaz dentro del recipiente mientras la banda de emulsión crece y se contrae con la velocidad y la dosificación del producto químico. La medición de la presión diferencial es inadecuada porque la diferencia de densidad entre el petróleo y el agua es pequeña, por lo que la señal es débil y el intervalo está dominado por errores; en su lugar, se utilizan sondas de capacitancia o conductancia, radar de onda guiada o un perfilador de densidad nucleónica en servicio severo. La banda de control debe ser lo suficientemente ancha para funcionar, normalmente entre 150 y 300 mm, y tanto el nivel de aceite como la interfaz necesitan mediciones independientes con alarmas y, para la salida de gas, un disparo por nivel alto.
• Problemas de funcionamiento: emulsión, arena y espuma:Tres problemas explican la mayoría de las quejas sobre el desempeño. Acumulación de emulsión en la interfaz, que crece hasta ocupar una gran fracción del recipiente y finalmente sale tanto con el petróleo como con el agua; se gestiona mediante inyección de desemulsionante aguas arriba, mediante calor, mediante drenaje periódico de la banda de emulsión a través de una boquilla específica y evitando que la banda se acumule durante meses. La arena que se deposita debajo del agua reduce el volumen de trabajo y erosiona las salidas; se elimina mediante chorro y, cuando la producción de arena es continua, mediante un sistema exclusivo de manipulación de arena. Espuma, que se forma cuando el gas se desprende del petróleo viscoso o contaminado y puede llenar el espacio de vapor y ser transportado a la salida de gas; se controla con inyección de antiespumante, con un eficaz dispositivo de entrada y manteniendo el nivel del líquido por debajo del punto donde la espuma llega al eliminador de niebla.

Matriz de configuraciones internas del separador trifásico

Preguntas frecuentes (FAQ)

P: ¿Cómo se dimensiona un separador trifásico para un yacimiento petrolífero?

R: Dos criterios independientes, los cuales deben cumplirse. Primero, capacidad de gas: aplique la ecuación de Souders-Brown con un factor K de 0,10-0,25 m/s para encontrar el área mínima de flujo de gas, recordando que el área de gas es la sección transversal sobre el nivel del líquido, por lo que el punto de ajuste del nivel es una entrada de diseño. En segundo lugar, residencia líquida: para que gotas de agua de 200 a 500 micrómetros se sedimenten en el petróleo, permita la residencia en función de la viscosidad del petróleo, generalmente de 5 a 30 minutos, dependiendo de la gravedad API; y para que salgan del agua gotas de aceite de 150 a 300 micrómetros, espere de 3 a 10 minutos. Tome el resultado más grande, verifique la caja de reducción al 30-50 % del diseño y confirme que la banda de control de la interfaz sea de al menos 150-300 mm. API 12J proporciona el marco de la industria y es una buena práctica verificar el caso de vida tardía con un alto corte de agua por separado del caso de alta tasa de gas de vida temprana.

P: ¿Por qué es tan difícil el control del nivel de la interfaz?

R: Tres razones. La diferencia de densidad es pequeña: el petróleo crudo a 850 kg/m3 frente al agua producida a 1.020 kg/m3 es una diferencia de sólo alrededor del 17%, por lo que un transmisor de presión diferencial con una precisión típica da una señal con un error relativo grande y la interfaz puede moverse sustancialmente antes de que responda el controlador. La interfaz no es una línea sino una banda: una capa de emulsión de 100 a 500 mm, a veces más, se desarrolla entre las fases, y crece y se contrae con la velocidad, la temperatura y la dosificación química, por lo que el controlador sigue un objetivo en movimiento en lugar de un límite fijo. Y las dos salidas interactúan: al aspirar más agua, la interfaz se mueve hacia abajo, lo que cambia la residencia del petróleo y, por lo tanto, la calidad del petróleo, por lo que los dos circuitos deben sintonizarse juntos en lugar de independientemente. Esta es la razón por la que se utilizan preferentemente detectores de capacitancia, conductancia o interfaz nucleónica a los de presión diferencial.

P: ¿Qué es una banda de emulsión y cómo se maneja?

R: La banda de emulsión es la capa de emulsión de agua en aceite o de aceite en agua no resuelta que se acumula en la interfaz, estabilizada por asfaltenos, resinas, sólidos finos y productos químicos tensioactivos. Se forma porque el tiempo de residencia en el recipiente no es suficiente para romper la emulsión más densa, por lo que el material no resuelto no tiene adónde ir y se acumula en el límite. Si se lo deja solo, crece hasta ocupar una gran parte del espacio líquido, reduciendo la residencia efectiva de ambas fases y, finalmente, sale con el petróleo, provocando sedimentos básicos y agua fuera de especificación, o con el agua, provocando un alto nivel de petróleo en el agua. La gestión se realiza inyectando desemulsionante aguas arriba a 5-50 ppm, calentando, drenando periódicamente la banda a través de una boquilla específica situada en la interfaz y no dejando que se acumule durante meses entre intervenciones. Una banda ascendente, medida con un perfilador nucleónico o inferida a partir de una lectura de interfaz a la deriva, es una advertencia temprana de un demulsificante o un problema de compatibilidad química.

P: ¿Qué calidad puede lograr un separador trifásico?

R: Las cifras típicas, que dependen en gran medida del crudo y del tiempo de residencia, son agua en petróleo de 0,5 a 5 % en la salida de petróleo y petróleo en agua de 100 a 1000 mg/L en la salida de agua, con un arrastre de gas por debajo de 0,1 galones estadounidenses por millón de pies cúbicos estándar. Eso no es suficiente ni para la venta ni para la eliminación: el crudo para ventas requiere sedimentos básicos y agua por debajo del 0,5% y sal por debajo de 10 libras por mil barriles, que se alcanza en un tratador calentador y un desalinizador electrostático, mientras que los límites de descarga o reinyección de agua producida comúnmente requieren petróleo en agua por debajo de 20-40 mg/L, alcanzado con un recipiente de desnatado, hidrociclones o flotación de gas inducida. Por lo tanto, el separador trifásico es el paso de eliminación en masa cuyo trabajo es hacer que el equipo posterior sea pequeño y confiable, no producir aceite vendible y agua desechable por sí solo.