Qué es un separador en el campo petrolero: función, tipos y función del proceso

¿Qué es un separador en el campo petrolero?Un separador de yacimientos petrolíferos es un recipiente a presión instalado cerca de la cabecera del pozo o en una estación de recogida que separa el fluido de pozo en bruto, una mezcla de petróleo crudo, gas natural y agua producida,en sus fases separadas mediante el asentamiento por gravedadLas dos clases principales son el separador de dos fases, que separa el gas del líquido, y el separador de tres fases,que divide aún más el líquido en petróleo crudo y produce agua utilizando un dique y un controlador de nivel de interfazLas configuraciones son verticales u horizontales, elegidas por la relación entre el gas y el líquido y la huella del sitio, y las claves internas son un dispositivo de entrada que rompe el flujo, una sección de asentamiento,un dique o una bota que establece la interfaz aceite-aguaEl separador es el primer paso para convertir el fluido de pozo en productos comercializables y el punto de referencia para toda la medición de producción.

1¿ Qué hace el separador y dónde se encuentra?

Su función es la misma en todos los campos; su ubicación y tamaño varían con la corriente:

• Dividir el flujo del pozo en fases vendibles:El fluido de pozo crudo llega como un chorro de petróleo, gas y agua, a menudo con arena, escamas y trazas de productos químicos, y es inútil hasta que se separa.por lo general 3-10 minutos de tiempo de retención, para que el gas suba y el agua más densa caiga por debajo del aceite más ligero, después de lo cual cada fase sale a través de su propia salida: gas en la parte superior, aceite sobre una presa, agua del maletero o el fondo.Sin separación no hay medición, sin tratamiento ni transferencia de custodia, porque no se puede vender una corriente mixta.¿Cuán completamente se divide las fases, establece la calidad de todo aguas abajo, desde el deshidratador hasta el medidor fiscal.
• Ubicaciones desde Wellhead hasta la planta central:Los separadores aparecen en varios puntos. En la cabeza del pozo o en un grupo, un separador de línea de flujo o separador de prueba maneja pozos individuales para la medición y limpieza.Los separadores de producción manejan el flujo combinado de campo antes del tratamiento.En una planta central de procesamiento, grandes separadores horizontales de tres fases alimentan los deshidratadores, el desalterador y el estabilizador.En las operaciones de inundación de agua un nocaut de agua libre elimina el agua producida a granel primero por lo que el tratador maneja sólo la emulsiónEl tamaño y los elementos internos cambian con la ubicación, una unidad de cabeza de pozo ve babosas y arena, una unidad central ve un volumen elevado constante, pero el principio, la gravedad que se asienta en un recipiente de presión,es idéntico en todas partes.
• La referencia para toda la medición de la producción:Como el separador es donde las fases se distinguen por primera vez, también es donde se mide el campo.el corte de agua y la gravedad del petróleo de los pozos individualesLa precisión de cada número aguas abajo depende del separador haciendo su trabajo, porque si el petróleo sale con demasiada agua,la lectura básica del sedimento y del aguaEl separador es, por lo tanto, tanto un recipiente de proceso como el instrumento que ancla la contabilidad de la producción.Es por eso que sus componentes internos y el control de nivel reciben tanta atención de ingeniería.

2Tipos de separadores, componentes internos y dimensiones

La clasificación sigue las fases y la geometría:

• Dos fases frente a tres fases:Un separador de dos fases separa el gas del líquido total y se utiliza cuando hay poca o ninguna agua producida, o cuando se maneja el agua aguas abajo.aceite de separación, gas y agua en un recipiente utilizando una interfaz líquido-líquido controlada por un dique para las unidades verticales o un controlador a nivel de interfaz para las unidades horizontales,con el agua extraída de la bota o el fondo y el aceite sobre el diqueEl recipiente trifásico es el caballo de batalla de los yacimientos petrolíferos con agua asociada, que es la mayoría de ellos, porque el envío de agua al tratador de crudo desperdicia la capacidad.una vez producido el agua es más de un par de por ciento, la separación trifásica en el extremo delantero está casi siempre justificada.
• Configuración vertical contra horizontal:Los separadores verticales son compactos, manejan bien las altas proporciones gas-líquido y son menos sensibles a alteraciones de nivel, lo que los hace comunes en cabezas de pozo y en espacios restringidos.También son mejores para eliminar la niebla y manejar la espuma.Los separadores horizontales ofrecen un área de sedimentación más grande para un diámetro dado y son superiores en la separación de emulsiones de aceite y agua y en el manejo de grandes volúmenes de líquidos.Así que dominan las instalaciones centralesEl comercio es de huella y transporte: un buque horizontal de 1 a 5 m de diámetro y de 3 a 10 m de largo es más difícil de embarcar y colocar que uno vertical.La selección sigue la relación gas-líquido y la necesidad de manejo de agua, con vertical para el servicio rico en gas y ajustado al espacio y horizontal para el servicio rico en líquidos y propenso a la emulsión.
• En el interior: entrada, barranco, extractor de niebla:El dispositivo de entrada, de tipo ciclónico o deflector, rompe el impulso de la corriente entrante y lo distribuye, protegiendo el extractor de niebla de babosas líquidas.La sección de asentamiento permite que la gravedad hacer la división de fase durante el tiempo de retenciónEl dique o botón establece la interfaz aceite-agua y por lo tanto la calidad de ambas salidas. y el extractor de niebla, una malla de alambre o una paleta de paletas, tira las gotas de líquido arrastradas, por encima de 5-10 micrómetros a 99.Eficiencia del 9%El dimensionamiento sigue API 12J y ASME VIII, utilizando el tiempo de retención para las fases líquidas y la ecuación de Souders-Brown para el gas,Se ha comprobado en todo el rango de flujo para que el buque funcione en el primer día y en el momento de la retirada..

Tipos de separadores de campos petrolíferos Matriz de comparación

Preguntas frecuentes (FAQ)

P: ¿Cuál es la diferencia entre un separador de dos fases y un separador de tres fases de yacimientos petrolíferos?

R: Un separador de dos fases divide el flujo del pozo en gas y líquido total solamente, y se utiliza cuando el agua producida es insignificante o se maneja aguas abajo.Un separador de tres fases hace la separación completa en un recipiente, la división del líquido en petróleo crudo y agua producida mediante un dique en una unidad vertical o un controlador de nivel de interfaz en una horizontal,extraer agua de la bota o el fondo y aceite sobre el diqueEl recipiente trifásico es el estándar donde hay agua asociada, que es la mayoría de los campos, porque el envío de agua al tratamiento de crudo desperdicia la capacidad.una vez producida, la cantidad de agua excede de unos pocos por ciento, la separación trifásica en el extremo delantero casi siempre está justificada, y el control de la interfaz se convierte en el elemento de diseño crítico.

P: ¿Por qué los separadores de yacimientos petrolíferos son a veces verticales y a veces horizontales?

R: La configuración sigue la relación gas-líquido y la necesidad de manejo de emulsión de agua. Los separadores verticales son compactos, manejan bien las altas relaciones gas-líquido, resisten alteraciones de nivel y espuma,y encajan con cabezas de pozo y sitios estrechosLos separadores horizontales proporcionan un área de sedimentación más grande para un diámetro dado, separan mejor las emulsiones de aceite y agua y manejan grandes volúmenes de líquido, por lo que dominan las instalaciones de procesamiento centralizadas.La desventaja de la horizontal es el tamaño y el transporte, un buque de 1 a 5 m de diámetro y de 3 a 10 m de largo es más difícil de transportar que uno vertical.propenso a la emulsión, servicio de alto volumen.

P: ¿Qué hace un separador de prueba en el campo petrolero?

A: Un separador de ensayo mide el rendimiento individual de un pozo separando su flujo en petróleo, gas y agua y midiendo cada uno, a partir del cual el campo deriva la relación gas-petróleo,el corte de agua y la gravedad API del aceite, los números utilizados para la gestión del depósito y la asignación de la producción. Por lo general, es un separador vertical u horizontal medido en el colector de ensayo que se puede cambiar a cualquier pozo,y su precisión depende de los mismos internos, dispositivo de entrada, dique, extractor de niebla, como separador de producción.si el agua o el gas pasan mal, todos los números de asignación aguas abajo están equivocados.

P: ¿Cuál es el tamaño de un separador de yacimientos petrolíferos?

R: Según API 12J y ASME VIII, con dos criterios. Las fases líquidas se dimensionan según el tiempo de retención, generalmente de 3 a 10 minutos, por lo que el aceite, el agua y cualquier emulsión tienen tiempo para separarse,que fija el diámetro y la longitud del recipienteEl gas se mide por la ecuación de Souders-Brown, que da la velocidad máxima del gas antes de que el líquido sea transportado, estableciendo el diámetro del espacio de vapor y la elección del extractor de niebla.El buque se comprueba a través del rango de operación., máximo, normal y reducido al 20-30% del diseño, porque un separador que funciona sólo en el caudal máximo falla a baja velocidad cuando el extractor de niebla vuelve a entrar.El agua a granel a menudo se elimina primero por un golpe de agua libre por lo que el separador principal y el tratador manejar sólo la emulsión, lo que reduce el tamaño requerido.