ALGUNOS PROBLEMAS DE CAMPO CON LOS SEPARADORES MAL DISEÑADOS O MAL OPERADOS.

Dr. Marcías Martínez

1.- Objetivo del separador: separar las fases: agua, petróleo y gas.

         El objetivo de un separador es dividir las diferentes fases: agua, petróleo  y gas, dejando a cada una de ellas libre de las otras.  Desde este ángulo se pueden separar…

         El gas de los líquidos (petróleo y agua)

         El gas,  el petróleo y el agua, individualmente.

         Cuando el fluido viene cargado de arena, se pueden construir unidades específicas para separar la arena de los líquidos, de igual manera se pueden separar dos líquidos de densidades diferentes y, así sucesivamente, en función de los requerimientos.

         No obstante, se debe tener presente lo siguiente:

a)   Ningún separador puede producir gas deshidratado, de tal manera que – el gas sale por la parte superior – siempre lleva un determinado contenido de agua, en lo cual, la cantidad de agua que contiene estará en función de la presión y la temperatura a la cual se trabaja la unidad.

b)  Ningún separador puede trabajar como una torre de fraccionamiento o dividir el gas en sus diversos componentes…

c)   El trabajo que realiza la unidad estará directamente relacionado con la composición de los fluidos, las condiciones de presión y temperatura a la cual trabaja el recipiente y el diseño que específicamente se haya realizado.

d)  Una torre de fraccionamiento es una unidad de múltiples etapas de separación o platos de burbujeo con los cuales la separación del fluido se va perfeccionando en cada una de las etapas o separaciones, dentro de la torre.

         1.1.-La velocidad del gas dentro del recipiente es uno de los parámetros más importantes que debe usar el ingeniero al diseñar, construir y operar el separador y depende de las densidades de los fluidos que se separan.

         Al trabajar con este tipo de recipientes se debe tener presente que la parte interna del cilindro  está hecha con sub-equipos e instrumentos para perfeccionar el trabajo deseado, dentro de los cuales, el extractor de niebla tiene una función muy importante y de esa unidad depende – en alto grado – la eficiencia de la separación, donde la velocidad del gas en el interior del equipo es una función esencial.

         Ahora bien, la determinación de la velocidad, a su vez, depende de factores adicionales, tales como:

a)   La formulación básica que dio origen a estos diseños y a las primeras unidades que se construyeron para soportar la industria del gas y del petróleo.

         b) A la velocidad que puede manejar el extractor de niebla y al tipo de filtro que se le instale.

         c) A los otros componentes que se deben separar, tales como el separador del agua con respecto al petróleo.

         Cuando ya se ha definido la velocidad, se dispone del caudal de gas que se puede manejar a las condiciones de presión y temperatura que se ha establecido para el diseño.

         Obviamente, al cambiar los valores de la presión o la temperatura a la cual funciona la unidad, cambian por completo los caudales de gas y de líquido que puede manejar el recipiente.  Dentro de estos dos parámetros la presión tiene un impacto muy alto con respecto a la temperatura., cuando nos referimos al caudal de gas que puede manejar el separador.

         Si nos referimos a la temperatura considerando la composición y el comportamiento de los fluidos,  el efecto es impactante, porque afecta directamente la cantidad de líquido que se le puede sacar al gas que maneja la unidad-.

         Finalmente se decide o se calcula la velocidad del gas dentro del equipo empleando las fórmulas disponibles en la literatura y – considerando adicionalmente – las recomendaciones de los fabricantes y los aprendizajes de la experiencia, especialmente en lo relativo al diseño del extractor de niebla.

1.2.- Desconocimiento de la composición de los fluidos.

         Es muy común que ni los ingenieros ni  los operadores tomen en cuenta la composición de los fluidos que se van a separar, en lo cual los laboratorios de cromatografía y el entrenamiento de los laboratoristas tienen una primordial importancia para saber con qué estamos trabajando.

         Es muy importante, conocer cuáles son la impureza que contiene el gas y el porcentaje de cada uno de estos componentes en la mezcla; de ello depende la seguridad de los operadores, la calidad del gas que se entrega y la duración de los equipos. En ocasiones he visto torres de endulzamiento que se debieron cambiar cada dos años por la presencia de H2S en el gas natural.

         Siguen en orden de importancia el tipo de hidrocarburos que integren la muestra,  de lo cual… El metano y el etano, van a ser los componentes que se mantienen en estado gaseoso y son transportados por tuberías. Y  el propano y los componentes más pesados los que le dan el mayor valor al gas natural.

         El propano y el butano, entre otras aplicaciones, son los productos que se almacenan en garrafas (LPG o GLP), donde los fluidos permanecen en estado líquido  y se van evaporando a medida que baja la presión del recipiente.

         Los componentes más pesados que el butano, forman la gasolina blanca, que se emplea como base para las gasolinas de motor, entre otras aplicaciones.

         El petróleo, que sale por el fondo del recipiente, se almacena en lo tanques, desde donde se envía a los sitios de destino por oleoductos o en barcos específicamente diseñados para este propósito.

         1.3.-Gas seco vs. Gas rico o asociado.

       El gas que sale por el tope del separador no siempre está en estado gaseoso, ni el líquido que sale por el fondo del recipiente no siempre es un líquido.  Eso solamente ocurre en el justo momento en el cual salen los fluidos del recipiente, cuando el separador está trabajando bien.  En un lapso breve, al salir del separador, el gas puede empezar a depositar líquidos y, el petróleo que sale por el fondo,  empieza a producir gas, dependiendo de los valores de presión  y de temperatura a los cuales se someta el sistema cuando el fluido sale del recipiente.

       Al evaluar ese gas, en su condición original, se suele hablar de un gas seco (que no tiene componentes licuables o que los posee en muy baja proporción) y, de gas rico, cuando vale más por la cantidad de gasolina que lleva consigo.

       En Venezuela se han hecho negocios con las trasnacionales en los cuales, se paga la planta, con los líquidos que produce el gas que se está procesando.  En ese caso – el gas era rico – y se pagó la planta en tres años, dándole a la empresa que la diseñó y la construyó  el diez por ciento del gas procesado, después de licuarlos en la misma planta.  Con esa estructura mercantil el País recibió el 90% del gas, limpio y listo para ser usado y, la empresa, se quedó con el 10% de la producción durante tres años, porque se sabía que el País cumpliría con el compromiso que había contraído.

1.4.-Gas rico, vs gas pobre.  GPM, BPMM

Con lo antes expuesto se puede saber lo que llamamos gas rico, por el contrario, el gas pobre es seco, se puede utilizar tanto  como generador de energía, como gas para el automovilismo (GNV) o como insumo para la petroquímica; y – se conoce como gas rico al que se le puede sacar una buena cantidad de gasolina, lo cual lo hace más comercial para todos los propósitos y, por lo tanto, vale más.

Al utilizar los parámetros que empleamos para identificar el gas rico, debemos apelar al valor del gas cuando se comercializa, en ese caso identificamos la cifra que totaliza la porción licuable, como GPM. Unos cuantos ejemplos nos servirán de  indicadores.

Un gas con un GPM=3,0 lo consideramos muy bueno para extraerle los líquidos y comerciar con los productos. La cifra indicada nos habla de 71,24 barriles de líquido por cada millón de pies cúbicos. Un gas como éste, hablando de una planta que procese 400 millones de pies cúbicos por día, nos proporcionaría 28.500,00 Barriles por día, cantidad suficiente para pagar la planta en menos de 3 años. Los lectores podrán mejorar los cálculos para entender lo que significa la industria del gas natural, porque, - adicionalmente - de los 400 millones de pies cúbicos por día, recibiríamos 360 millones de gas limpio – todos los días -  para satisfacer las necesidades energéticas y petroquímicas del País.

Es bueno acarar que, dentro de las cifras mencionadas en los renglones anteriores está incluido el costo de las plantas adicionales que se requieren para eliminar las impurezas que normalmente están presentes en el gas cuando sale de los pozos: tales como el dióxido de carbono, el sulfuro de hidrógeno y  el agua.

1.5 La existencia de impurezas en el gas.

Solamente cuando el gas procede de una planta se puede asegurar que ha sido previamente tratado, si viene de un pozo de petróleo lo más probable es que traiga impurezas como el agua, el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno; por lo tanto, debe ser sometido a procesos de deshidratación y endulzamiento. En esos casos, los separadores colocados a la salida del pozo están sometidos al impacto de la corrosión y obviamente se debe retirar el petróleo, la arena y demás contaminantes que transporta.

El gas, solamente se considera limpio cuando se trata de un yacimiento de gas seco y,  a pesar de ello, se debe comprobar la composición y tomar las precauciones necesarias para evaluar con claridad la cantidad de condensables que contiene.

1.6.-La importancia del diagrama de fases.

El diagrama de fases, para explicarlo de la manera más sencilla, es un dibujo donde se presenta la composición del gas en función de la presión y la temperatura, para visualizar cómo se encuentra ese fluido a determinadas condiciones de presión y temperatura, por ejemplo, se puede ver en el diagrama la cantidad de líquido y de gas que la mezcla tiene en cada punto del sistema y comprobar si la mezcla es un líquido o un gas.

Uno suele decir que es una fotografía, hecha con el computador, donde se puede apreciar el carácter de la mezcla en cada momento.  El uso de esta ayuda de tanto valor está al alcance de todos los ingenieros que disponen de un simulador que permita hacer el trabajo.

Para transferirle a los estudiosos del gas natural, se publicó un libro titulado  EL DIAGRAMA DE FASES, UN LENGUAJE EN LA INDUSTRIA DEL GAS que presenta el uso intensivo que se le puede dar a esta excelente herramienta.  Luego se hizo evidente que los profesionales de este campo de la ingeniería no entendían lo que significaba el título, ni el contenido del texto, entonces se volvió a editar - con las actualizaciones respectivas - con el nombre FRACCIONAMIENTO DEL GAS NATURAL.  Un profesor de La Universidad de Clarkson, Nueva York, al analizar el libro consideró que había sido una iniciativa extraordinaria porque se explica con evidencias entendibles cómo funcionan los equipos y las plantas más importantes de la industria del gas.

1.7.-Para qué se separan los fluidos.

La pregunta nos lleva a entender lo esencial en todo lo inherente a la separación de los hidrocarburos.  Con una lista de las aplicaciones del concepto se podrá entender lo que es un separador.

a)   Es una unidad que se emplea para dividir la composición más pesada de la mezcla de hidrocarburos, (el petróleo), de la porción más liviana: el gas natural.

b)  Cuando el fluido trae arena, parafinas, asfáltenos, se puede utilizar un recipiente para separar estos integrantes.

c)   Siempre se debe colocar un separador antes del compresor, para evitar que un bache de líquido pueda destruir la unidad.

d)  Antes de una planta de deshidratación, de aminas, etc., siempre debe haber un separador, para proteger la planta.

e)   El depósito de líquidos en las tuberías obliga a colocar una sarta de separadores antes de las plantas para que protejan las instalaciones.

          1.8.- EXPERIENCIAS DE CAMPO.

          Alguna vez fui invitado por una empresa de tradición internacional a verificar porquè se rompía el compresor y empecé por pedir las composiciones de los fluidos que estaban manejando.  Al iniciar el trabajo los operadores me dijeron que se trataba de un gas seco, pero al, estudiar las composiciones observé que el gas con el cual se estaba alimentando el compresor tenía un contenido de líquido del orden de los 200 barriles por millón de pies cúbicos, algo poco común y realmente impactante.  Al completar el estudio supe lo que pasaba… Durante el recorrido del gas por las tuberías le sacaban los líquidos al gas natural,  pero – luego – se lo volvían a agregar inyectándolo antes del compresor.   Evidentemente el personal no había sido entrenado por conocedores de la materia. En la industria del petróleo el entrenamiento previo de los ingenieros y operadores produce notables ahorros.