Unidad 8

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Curso Gasotecnia
Unidad VIII
Dr. Fernando Pino Morales
Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS

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Programa de la Unidad
UNIDAD VIII: Concepto y Aplicación de Separadores Bifásicos y Trifásicos.
Concepto y Aplicación de Separadores Verticales y Horizontales. Ecuaciones
utilizadas para el Diseño de Separadores. Aplicación y utilidad de las Normas
vigentes para el Diseño de Separadores. Factores y procesos que influyen en la
eficiencia de los Procesos de Separación Gas- Petróleo y Gas- Petróleo- Agua.
Factores que influyen en la Eficiencia del Proceso de Separación Gas- Petróleo y
Gas- Petróleo- Agua. Utilidad de los Modelos de Simulación para el diseño de
Separadores. Concepto y aplicación de los diagramas de fases, aplicados en la
producción de hidrocarburos. Concepto y aplicación de la Ecuación de la Reglas
de las Fases, en la producción de hidrocarburos. Diagramas de Fases mono, bi, tri
y multicomponentes. Clasificación de los Yacimientos a través de los Diagramas
de Fases. Clasificación Termodinámicas de Yacimientos. Uso y Utilidad de la
Constante de Equilibrio, para los fluidos líquidos- Gas. Ecuaciones utilizadas para
la determinación de la constante de equilibrio de fluidos líquidos y gaseosos.
Determinación de la Presión de Burbujeo y de Rocío. Factores que influyen en la
determinación de la presión de burbujeo. Determinación de la presión del punto de
roció, y factores que influyen en esta cuantificación. Ecuaciones utilizadas para la
determinación de la Composición de las Fases Líquidas y de Vapor. Factores que
influyen en la determinación de la composición de las Fases. Concepto de
Evaporización Instantánea. Resolución de Problemas Tipos

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INDICE PÁGINA
Portada 001
Programa Unidad 002
Índice 003
Unidad VIII: Estudio de las Fases de Vapor y de Líquido 009
Proceso de Separación 009
Principales Métodos de Separación entre Fases 009
a.-Filtración 009
b.- Decantación 009
c.- Evaporación 009
d.- Cristalización 009
e.- Sublimación 009
f.- Destilación 009
1.-Destilación Simple 010
2.-Destilación fraccionada 010
3.-Destilación por Arrastre con Vapor 010
g.- Extracción 010
Proceso de Separación de Fluidos Petroleros 010
Principales Zonas de Separación en los Fluidos 010
a.- Separación Primaria 010
b.- Separación Secundaria 011
c.- Separación por Coalescencia 011
Separadores para Fluidos petroleros 011
Separador Gas- Líquido 012
Separación Gas- Petróleo 012
Mecanismos Separación 012
Fundamento de los Diseños de Separadores 012
Obtención de Flujo Petrolero 013
Funciones que debe cumplir un separador 013
Funciones de Operación de los Separadores 013
Clasificación de los Separadores Para Fluidos Petroleros 014
Separadores Bifásicos 014
Separadores Trifásicos 014
Separadores Tetrafásicos 015
Clasificación de los Separadores, según Forma Geométrica 015
Separadores Verticales y Horizontales 015
Ventajas de los Separadores Verticales 016
Desventajas de los Separadores Verticales 016
Ventajas de Un Separador Horizontal 017
Desventajas de los Separadores Horizontales 017
Separadores de Producción 017
Otra Clasificación de los Separadores 018
a.- Separadores de Entrada 018
b.- Separadores en Serie 018
c.- Separadores Tipo Filtro 018
Importancia de los Separadores Tipo Filtro 018

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INDICE PÁGINA
d.- Separadores Tipo Tanque de Venteo 019
e.- Separadores Convencionales 019
f.- Separadores de Liberación Instantánea 019
g.- Separadores Tipo Pulmón 019
h.- Separadores Tipo Centrífugo 019
i.- Separadores Tipo Depuradores 019
Instalación de los Depuradores 020
j.- Tratadores Térmicos 020
k.- Torres de Destilación 020
 .-Goteo en Línea 020
Proceso de Separación de Hidrocarburos 020
Condiciones Mecánicas de los Separadores 020
a.- Sección de Separación 021
b.- Sección de la Fuerzas Gravitacionales 021
c.- Sección de Extracción de Neblina 021
d.- Sección de Acumulación de Líquido 021
Fundamento del Proceso de Separación de los Fluidos Petroleros 021
Diseño de los Separadores 022
Parámetros de Importancia en el Diseño de Separadores 023
Parámetros que Intervienen en el Diseño de los Separadores 024
a.- Deflectores 024
b.- Eliminadores de Niebla 024
c.- Rompe Vórtice 024
d.- Composición del fluido que se va a separar 025
e.- Presión y Temperatura de operación 025
f.- Determinación del Factor de Compresibilidad 025
Diseño de Separadores Gas- Líquido 025
Dispositivos Utilizados en el Diseño de Separadores Gas- Líquido 026
Secciones de un Separador Bifásico 026
Diseño de Separadores Bifásicos (Gas- Petróleo) 027
Los dispositivos, que cambian la cantidad de movimiento 027
a.- Dispositivos Tipo Deflectores 027
b.- Dispositivos Tipo Ciclón 027
Diseño de Separadores Verticales y Horizontales Bifásicos 028
Primera Sección de un Separador 028
Velocidad Crítica (VC) 028
Alternativas Posibles para la Velocidad Crítica 032
La Espuma como Agregado en el Diseño de Separadores 032
Métodos Químicos para el Rompimiento de la Espuma 033
Determinación de la Tasa Volumétrica del gas ( G) 033
Calculo del Área de la Sección Transversal del Separador (Ag) 035
Determinación del Diámetro Interno del Separador 035
Sección de Extracción de Neblina o Coalescencia 036
Sección de Recepción de Líquidos 036
Sección de Manejo de Fluidos 036

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INDICE PÁGINA
El Tiempo de Retención del Líquido (trl) 038
Velocidad en la boquilla de entrada en un separador vertical 039
Determinación de la longitud total del Separador 039
Diseño de Separadores Horizontales de Gas- Petróleo- Agua. 040
Eficiencia del Diseño del Separador 040
Dimensiones de los Separadores 043
Distancia de la salida del vapor a la malla metálica 044
Dimensiones de Orificios y Dispositivos de entrada y salida en
un separador 044
Fórmulas Utilizadas en el Diseño de los Separadores 044
Separación por Etapas 045
Los cálculos de diseño de separadores 046
Influencia de la Correlaciones Matemáticas en el Diseño
de Separadores 046
Problemas de operación de los separadores 046
a.- Crudos Espumosos 047
b.- Presencia de Arenas 047
c.- Velocidad de Erosión 047
d.- Parafinas 048
e.- Emulsiones 048
Principios de un Proceso de Separación 048
a.- Las especificaciones del diseño 048
b.- Peso y el área del separador 048
Separación Gravimétrica 049
Cálculos de la Fases, Para Sistemas: Vapor – Líquido 050
Definición de Sistema Termodinámico 051
a.- Homogéneo 051
b.- Heterogéneo 051
Clasificación de los Sistemas Termodinámicos 051
a.- Sistemas Abiertos 051
b.- Sistemas Cerrados 051
Caracterización de los Sistemas 051
Propiedades Extensivas 051
Propiedades Intensivas 052
Estudio de las Fases 052
Sistema Monofásico de Varios Componentes que no Reaccionan 052
Sistema Monofásico de Varios Componentes que Reaccionan 053
Sistema Bifásico 053
Diagrama de Fases 053
a.- Análisis de Diagramas de (P-T); (P-V); (P-X) 053
b.- Estudio y desarrollo de fórmulas y métodos que permitan calcular
la composición (X) y las cantidades de las fases de un sistema,
a una presión y temperaturas dadas 053
Regla de las Fases de Gibbs 053
Comportamiento Cualitativo de las Fases 054

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INDICE PÁGINA
Diagrama de Fases de Sustancias Puras 055
Diagrama de Fases Para Hidrocarburos 056
Análisis de los Diagrama de Fases 056
Determinación de la Presión de Vapor 058
Ecuación de Clausius- Clapeyron 058
Ecuación de Antoine 058
b.- Sistema de 2 Componentes 058
Otro Métodos de Estudio de los Sistemas Binarios 061
c.- Sistemas de 3 componentes 063
d.- Sistema Multicomponentes 065
La Temperatura Cricondentérmica (Tcdt ) 067
La Presión Cricondembárica (PCdp) 067
Caracterización Termodinámica de los Yacimientos 067
Comportamiento de los Yacimientos Monofásicos 067
a.- Yacimientos Simples de Gas 067
b.- Yacimientos de Condensado Retrógrada de Punto de Rocío 069
c.- Yacimientos de Gas Disuelto de Punto de Burbujeo 070
Condensación Retrógrada 070
Equilibrio Vapor- Líquido 072
a.- Ley de Raoult 073
b.- Ley de Dalton 073
La constante de Equilibrio En base a la Presión de Convergencia (PK) 074
Determinación de la Presión de Convergencia 075
a.- Método de Standing 075
b.- Método de Martínez y Lorenzo 075
c.- Método de Rzasa y Colaboradores 075
La constante de Equilibrio en Base a la Fugacidad 075
Constante de Equilibrio Sobre la base de Gráficos 078
a.- Modelos de J. M Campbell 078
b.- Constante de equilibrio, según la GPSA 078
La Constante de Equilibrio en Base a Ecuaciones de Estado 079
a.-Ecuación de Van del Waals 080
b.- Ecuación de Redlich- Kwong 081
c.- Ecuación de Soave- Redlich- Kwong 083
d.- Ecuación de Peng- Robinson 084
Constantes de Equilibrio de la Fracción Más Pesada 085
a.- Método de White y Brown Para determinar (K) 085
b.- Constante de Equilibrio de la Fracción Pesada 085
c.- Método de Winn 086
d.- Método de Canfield 086
e.-Método de Correlación de Standing 087
f.-Método de Correlación de Wilson 087
Determinación de la Composición de las Fases (Líquido- Vapor 087
Cálculo de la Composición de las Fases 088
Proceso de Separación Gas- Petróleo 089

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INDICE PÁGINA
Determinación de la Composición de las fases Líquido- Vapor 091
a.- Método de Ensayo y Error 091
b.- Método de Newton 091
c.- Método de Holland y Davison 092
Aplicación del Cálculo de las Fases Líquido- Vapor 093
Determinación de las Condiciones Óptima de Separación de
Petróleo y Gas 093
Proceso de Separación Gas- Petróleo 093
Calculo de la Gravedad del Petróleo en el Tanque 097
La Gravedad Específica del Gas en los Separadores y Tanque 097
Determinación de la Relación Gas- Petróleo Total, en Cada
Separador y en el Tanque 097
Punto de burbujeo 099
Presión de Burbujeo (Pb) 100
Cálculo de la Presión de Burbujeo (Pb) para una solución ideal 101
Cálculo de la Presión en el Punto de Rocío (Pr) para una
solución de gas ideal 101
Cálculo de la Presión del Punto de Burbujeo y Rocío,
Para Soluciones Reales 101

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INDICE DE FIGURAS PÁGINA
Figura 1 Separador Gas- Petróleo 012
Figura 2 Separador Gas- petróleo utilizado en la industria 012
Figura 3 Separador Gas- petróleo utilizado en la industria 013
Figura 4 Ejemplo de un Separador Gas- Petróleo de Forma Vertical 016
Figura 5 Esquema de Un Separador Bifásico Horizontal 017
Figura 6 Diseño de un Separador Vertical, según Norma PDVSA 029
Figura 7 Separador Horizontal Gas- Petróleo- Agua 042
Figura 8 Diagrama de Fases Monocomponente 056
Figura 9 Diagrama de fase presión- temperatura 057
Figura 10 Diagrama de Presión- Temperatura para el Sistema 7
2 C
C 060
Figura 11 Diagrama Presión- Volumen para el Sistema (nC5-nC7) 061
Figura 12 Diagrama P-X de un Sistema de dos Componentes 062
Figura 13 Diagrama Temperatura- Composición de un Sistema Binario 063
Figura 14 Características de un Diagrama triangular 065
Figura 15 Diagrama (P-T) Para un Sistema multicomponentes 067
Figura 16. Diagrama de fase de un Sistema Multicomponente 069
Figura 17 Diagrama de Fases Presión- Temperatura 072
Figura 18 Coeficiente de Fugacidad 078
Figura 19 Valores de la constante de equilibrio de Butano Normal 080
Figura 20 Valores de la Constante de Equilibrio para el (C3)
a PK=2000 lpca 081
Figura 21 Valores de la constante de equilibrio del(C3) a PK= 3000 lpca 082
Figura 22 Isoterma de un Gas de Van der Waals 083
Figura:23 Curvas Típicas del 0
B en función de la presión
en los Separadores 093
Figura 24 Constante (A) en Función de la Gravedad Específica del Fluido
del Pozo y del Porcentaje Molar del Metano, Etano y Propano 0100
INDICE DE CUADROS PÁGINA
Cuadro 1: Datos de constantes 049
Cuadro 2 Valores de Parámetros de Separadores 050
Cuadro 3 Los valores de (b) se presentan en la tabla 086
Cuadro 4 Cálculos de la densidad del fluido del yacimiento 095
Cuadro 5 Composición del Gas en un Proceso de Separación de
tres Etapas 096
Cuadro 6 Composición del Líquido en un Proceso de Separación de
tres Etapas 096
Cuadro 7 Valores de las Constante 101
Cuadro 8 Resultados Determinación Punto de Burbujeo 103

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Unidad VIII: Estudio de las Fases de Vapor y de Líquido
Separación del Petróleo en sus Fracciones: La separación en fracciones se
obtienen calentando el petróleo Así, a medida que sube la temperatura, los
compuestos con menos átomos de carbono en sus moléculas (y que son
gaseosos) se desprenden fácilmente; después los compuestos líquidos se
vaporizan y también se separan, y así, sucesivamente, se obtienen las diferentes
fracciones. En las refinerías petroleras, estas separaciones se efectúan en las
torres de fraccionamiento o de destilación primaria. Para ello, primero se calienta
el crudo a 400 C para que entre vaporizado a la torre de destilación. Aquí los
vapores suben a través de pisos o compartimentos que impiden el paso de los
líquidos de un nivel a otro. Al ascender por los pisos los vapores se van enfriando.
Este enfriamiento da lugar a que en cada uno de los pisos se vayan condensando
distintas fracciones, cada una de las cuales posee una temperatura específica de
licuefacción.
La gasolina y los gases combustibles que salen de la torre de fraccionamiento
todavía en forma de vapor a 100 C. Esta última fracción se envía a otra torre de
destilación en donde se separan los gases de la gasolina. Ahora bien, en esta
torre de fraccionamiento se destila a la presión atmosférica, o sea, sin presión. Por
lo tanto, sólo se pueden separar sin descomponerse los hidrocarburos que
contienen de 1 a 20 átomos de carbono. Para poder recuperar más combustibles
de los residuos de la destilación primaria es necesario pasarlos por otra torre de
fraccionamiento que trabaje a alto vacío, o sea a presiones inferiores a la
atmosférica para evitar su descomposición térmica, ya que los hidrocarburos se
destilarán a más baja temperatura. En la torre de vacío se obtienen sólo dos
fracciones, una de destilados y otra de residuos. De acuerdo al tipo de crudo que
se esté procesando, la primera fracción es la que contiene los hidrocarburos que
constituyen los aceites lubricante y las parafinas, y los residuos son los que tienen
los asfaltos, luego de esta forma se comienzan a obtener las diferentes fracciones
del petróleo.
Transporte del Petróleo Crudo El petróleo, junto con el gas y el agua asociados,
son conducidos desde cada uno de los pozos hasta baterías o estaciones
colectoras a través de oleoductos enterradas de entre 2 y 4 pulgadas de diámetro.
El material más común para estas líneas de conducción es el acero, aunque se
utilizan cada vez más tuberías reforzado, resistentes a la corrosión. La batería
recibe la producción de un determinado número de pozos del yacimiento,
generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación de los
diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los casos
necesarios, de cada pozo en particular. En el caso de petróleos viscosos, también
se efectúa su calentamiento para facilitar su bombeo a plantas de tratamiento.
Más específicamente, en el propio yacimiento, el petróleo crudo sufre algunos
tratamientos:
Separación de Gases: Cuatro gases que se encuentran disueltos a presión en el
crudo, se separan con facilidad. El Metano (CH4) y el Etano (C2H6), componen el

10
gas seco, así llamado porque no se licua por compresión. El gas seco se utiliza
como combustible en el yacimiento o se inyecta en los gasoductos, mezclándolo
con el gas natural. El Propano (C3H8) y el Butano (C4H10), constituyen el gas
húmedo que se licua por compresión. El gas líquido se envasa en cilindros de
acero de 42-45 Kg. La apertura de la válvula, que los recoloca a presión
atmosférica, lo reconvierte en gas.
Deshidratación del Crudo: Al llegar el crudo producido por los pozos, por lo
general está acompañado por agua de formación, sales contenidas en el agua,
sólidos en distintos tipos y tamaños y otros contaminantes peligrosos y corrosivos.
Ante esta situación es necesario separar los sólidos del crudo y proceder ha
deshidratarlo, es decir se elimina el agua y sal que naturalmente contiene el
petróleo en formación, o el agua que producen otras capas. Este proceso se
realiza en la Planta Deshidratadora. El hecho de acondicionar el crudo se realiza
por una exigencia tanto de los transportadores, ya sea en barcos o en oleoductos,
como de las refinerías, que es su destino final. Dentro de estas exigencias se
establece que el petróleo no contenga un porcentaje de agua e impurezas mayor
al 1% y un máximo de 100 gramos de sales por cada metro cúbico de producto .El
petróleo, una vez separado de los sedimentos, agua y gas asociados, se envía a
los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las
refinerías o hacia los puertos de exportación.
Separación de los Fluidos de Perforación Una vez que se encuentra un
yacimiento petrolífero hay que encargarse de extraer el crudo. Esto representa
una ardua y complicada tarea. La Extracción, producción o explotación del
petróleo se lleva a cabo dependiendo de las características propias de cada
yacimiento. Para poner un pozo a producir se baja una tipo de cañón y se
perfora la tubería de revestimiento a la altura de las formaciones donde se
encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se
extrae mediante una tubería de menor diámetro. Si el yacimiento tiene energía
propia, generada por la presión subterránea y por los elementos que acompañan
al petróleo (gas y agua), este saldrá por sí solo. En este caso se instala en la
cabeza del pozo un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo. Si no
existe esa presión, se emplean otros métodos, el más común es un equipo
mecánico que mediante un permanente balanceo acciona una bomba en el fondo
del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie.
El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas
natural, por lo que deben construirse previamente las facilidades de producción,
separación y almacenamiento. Una vez separado de esos elementos, el petróleo
se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán
hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación. El gas natural asociado se
envía a plantas de tratamiento para aprovecharlo en el mismo campo y
despacharlos como gas seco hacia los centros de consumo a través de
gasoductos, los cuales son una valiosa herramienta, para el transporte de gas
hacia los centros de consumos, y además el transporte se puede realizar a
grandes distancia.

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En el caso de yacimientos que contienen únicamente gas natural, se instalan los
equipos requeridos para tratarlo (proceso de secado, mantenimiento de una
presión alta) y enviarlo a los centros de consumo. A pesar de los avances
alcanzados en las técnicas de producción, nunca se logra sacar todo el petróleo;
en el mejor de los casos se extrae el 60 %.Por tal razón existen métodos de
recobro mejorado para lograr la mayor extracción posible de petróleo en pozos sin
presión natural o en declinación tales como la inyección de gas, de agua o de
vapor a través del mismo pozo productor o por intermedio de pozos inyectores
paralelos a este.
Principales Métodos de Separación entre Fases: Los Métodos de Separación
se basan en diferencias entre las propiedades físicas de los componentes de una
mezcla, tales como Punto de Ebullición; Densidad; Presión de Vapor; Punto de
Fusión; Solubilidad, etc. Los Métodos Más conocidos de separación son:
Filtración; Decantación; Evaporación; Cristalización, Sublimación; Destilación,
Extracción y Cromatografía.
a.- Filtración El procedimiento de Filtración consiste en retener partículas sólidas
por medio de una barrera, la cual puede consistir de mallas, fibras, material poroso
o un relleno sólido.
b.- Decantación El procedimiento de decantación consiste en separar
componentes que contienen diferentes fases (por ejemplo, 2 líquidos que no se
mezclan, sólido y líquido, etc.) siempre y cuando exista una diferencia bien
marcada entre las densidades de las fases. La Separación se efectúa vertiendo la
fase superior (menos densa) o la inferior (más densa).
c.- Evaporación El procedimiento de Evaporación consiste en separar los
componentes más volátiles exponiendo una gran superficie de la mezcla. El
aplicar calor y una corriente de aire seco acelera el proceso.
d.- Cristalización El procedimiento de Cristalización consiste en separar
componentes a través de la formación de cristales o cristalización de algunos
componentes
e.- Sublimación La Sublimación aprovecha la propiedad de algunos compuestos
de cambiar del estado sólido al estado vapor sin pasar por el estado líquido. Por
ejemplo, el I2 y el CO2 (hielo seco) poseen esta propiedad a presión atmosférica.
f.- Destilación Este método consiste en separar los componentes de las mezclas
basándose en las diferencias en los puntos de ebullición de dichos componentes.
Cabe mencionar que un compuesto de punto de ebullición bajo se considera
“volátil” en relación con los otros componentes de puntos de ebullición mayor. Los
compuestos con una presión de vapor baja tendrán puntos de ebullición altos y los
que tengan una presión de vapor alta tendrán puntos de ebullición bajos. En
muchos casos al tratar de separar un componente de la mezcla por destilación en
la fase de vapor se forma una especie de asociación entre las moléculas llamada

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azeótropo el cual puede presentar un cambio en el punto de ebullición al realizar la
destilación
Los tipos de Destilación más comunes son: La Destilación Simple, Destilación
Fraccionada y la Destilación por Arrastre con Vapor:
Destilación Simple Aquí el proceso se lleva a cabo por medio se una sola etapa,
es decir, que se evapora el líquido de punto de ebullición más bajo (mayor
presión de vapor) y se condensa por medio de un refrigerante
Destilación fraccionada el proceso se realiza en multietapas por medio de una
columna de destilación en la cual, se llevan a cabo continuamente numerosas
evaporaciones y condensaciones. Al ir avanzando a lo largo de la columna, la
composición del vapor es más concentrada en el componente más volátil y la
concentración del líquido que condensa es más rica en el componente menos
volátil. Cabe mencionar que este tipo de destilación es mucho más eficiente que
una destilación simple y que mientras más etapas involucre, mejor separación se
obtiene de los componentes.
Destilación por Arrastre con Vapor. En este proceso se hace pasar una
corriente de vapor a través de la mezcla de reacción y los componentes que son
solubles en el vapor son separados.
g.- Extracción Cuando los solutos se distribuyen libremente entre dos solventes
inmiscibles se establece una diferencia entre las relaciones de concentración en el
equilibrio
Proceso de Separación de Fluidos Petroleros En el tratamiento y manejo de
fluidos se utilizan varios procedimientos y técnicas que permiten un mejor
rendimiento en la producción. Entre estos procesos se encuentra la separación de
los Fluidos Petroleros. La separación física del fluido, se sustenta en tres grandes
principios, que son la Cantidad de Movimiento, el Asentamiento por Gravedad y la
Coalescencia. Para la industria petrolera Un Separador es un Cilindro, que se
utiliza para separar la mezcla de hidrocarburos en sus respectivas fases. Aunque,
también son importante los Depuradores, ya que estos equipos son separadores
que no poseen. La capacidad para separar los hidrocarburos, en sus respectivas
fases, sin tomar en cuenta que los volúmenes se encuentren en cantidades
apreciables, lo que se quiere indicar es que se trabaja, por lo general con grandes
caudales.
Tampoco, los depuradores tienen suficiente tamaño, para que el asentamiento por
las fuerzas gravitacionales sea óptimo. Luego se puede indicar, que la función
básica de los depuradores es remover pequeñas cantidades del líquido de una
mezcla con predominio gaseoso, luego se puede señalar que la separación es el
proceso mediante el cual se aíslan los diversos componentes que posee el fluido
proveniente de los pozos (crudo, agua y gas), con el fin de optimizar el
procesamiento y comercialización de algunos de ellos (crudo y gas).

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Un separador es un recipiente o dispositivo mecánico utilizado para separar un
fluido en sus diferentes fases El separador puede ser bifásico o trifásico. El
separador bifásico se utiliza para separar los líquidos de la fase gaseosa. Mientras
que los separadores trifásicos tienen por objeto separar, aparte los hidrocarburos,
el agua libre, y la corriente de gas. En la figura 1 se presenta un separador
horizontal bifásico, de gran utilidad en la industria petrolera.
Figura 1 Separador Horizontal Bifásico ( Gas- Petróleo)
Para diseñar separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados
en que se pueden encontrar los fluidos y el efecto que sobre éstos tengan las
diferentes fuerzas físicas, en este caso especial solo se tomaran en cuentas las
fases (líquido- Vapor). El propósito principal del proceso de separación es separar
los diversos componentes y su posterior comercialización El separador representa
la primera instalación del procesamiento. Un diseño incorrecto de un recipiente
puede traer como consecuencia una reducción en la capacidad de operación de la
totalidad de las instalaciones asociadas con la unidad de separación, y otras
unidades que dependen de la eficiencia del proceso de separación.
Principales Zonas de Separación en los Fluidos: Zonas de Separación Por lo
normal en un proceso de separación de fluidos petroleros se pueden distinguir tres
zonas principales que son:
a.- Separación Primaria. Es el cambio en la cantidad de movimiento de las fases
a la entrada del separador, con lo cual genera la separación gruesa de las fases.
Esta zona incluye las boquillas de entrada y los dispositivos de entrada, tales
como los Deflectores
b.- Separación Secundaria. Durante el proceso de la separación secundaria se
observan zonas de fases continúa con gas, sobre la cual actúan las fuerzas de
gravedad, las cuales se encargan de decantar hasta cierto tamaño de gotas de la
fase pesada discontinua en la fase liviana continua. También produce la flotación
de hasta un cierto tamaño de gotas de la fase líquida liviana, la cual es la fase
discontinua, en la fase pesada continua. En esta parte del separador la fase liviana
continua se mueve a una velocidad relativamente baja y con muy poca turbulencia

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c.- Separación por Coalescencia. En el proceso de separación por coalescencia,
hay caso en que las gotas no pueden ser separadas porque tienen un tamaño muy
pequeño, es por ello que se requiere que las gotas adquieran un mayor tamaño, lo
por cual ocurre, a través de proceso de coalescencia, con lo cual tales gotas
alcancen un tamaño lo suficientemente grande para que puedan separase por
gravedad, para que este proceso tenga una mayor eficiencia se requiere tener
elementos como eliminadores de niebla.
Principios de la Separación En el diseño de separadores es necesario tomar en
cuenta los diferentes estados en que pueden encontrarse los fluidos y el efecto
que sobre éstos puedan tener las diferentes fuerzas o principios físicos. Los
principios fundamentales considerados para lograr la separación física de
sistemas gas-líquido son, la cantidad de movimiento, asentamiento por gravedad y
coalescencia. Cualquier separador puede emplear uno o más de estos principios,
pero los fluidos deben ser inmiscibles y tener diferentes densidades para que el
proceso de separación ocurra.
a.- Cantidad de Movimiento Las fases fluidas con diferentes densidades tienen
diferentes cantidades de movimiento. Si una corriente bifásica cambia de dirección
bruscamente, la cantidad de movimiento se incrementa y no permite que las
partículas de la fase pesada se muevan tan rápido como las fases livianas las
partículas de la fase ligera, este fenómeno provoca la separación de los fluidos
petroleros
b.- Asentamiento por Gravedad Las gotas de líquido se separan de la fase
gaseosa si la fuerza gravitacional actuante sobre éstas es mayor que la fuerza de
arrastre del gas fluyendo alrededor de la gota.
c.-. Coalescencia Las gotas muy pequeñas no pueden ser separadas por
gravedad. Estas se unen, por medio del proceso de coalescencia, para formar
gotas mayores, las cuales se acercan lo suficiente como para superar las
tensiones superficiales individuales y poder de esta forma separarse por gravedad.
Este proceso ocurre fundamentalmente con las moléculas de agua es fase líquida,
y es desde luego una forma de separación ya que al alcanzar las moléculas un
tamaño suficiente, son separadas por gravedad, que esta relacionado con el
tamaño de las moléculas. En la figura 2 se presenta en forma esquemática un
proceso de coalescencia.
Este movimiento casi siempre ocurre, solo con las moléculas de agua, por lo tanto
es aplicable en la separación Petróleo- Agua, luego las gotas de agua al obtener
un tamaño suficiente calen al fondo del separador por gravedad.
El proceso de coalescencia se inicia al ocurrir choques entre gotas con fuerza
suficientes para romper la película interfacial. Una vez en contacto físico, el
proceso se completa por fuerzas superficiales. Sistemas de coalescencia en los
separadores obligan al gas a fluir por un camino tortuoso. La cantidad de
movimiento de las gotas les causa choques entre gotas, formando gotas de mayor

15
Figura 2 Proceso de Coalescencia
tamaño. Estas gotas de mayor tamaño pueden separarse del gas por gravedad.
Las redes de alambres o mallas son típicos sistemas de coalescencia usados en
los separadores bifásicos.
Funciones que debe Cumplir un Separador Un recipiente bien diseñado hace
posible una separación del gas libre de los diferentes líquidos. Un separador que
tenga un diseño óptimo hace posible la liberación de gas libre de los diferentes
líquidos, que conforman los hidrocarburos. Las principales funciones son:
a.- Hacer una primera separación de fases entre los hidrocarburos de la mezcla
del fluido petrolero, en este caso, el proceso de separación entre los
hidrocarburos, esencialmente líquidos y gaseosos.
b.- Refinar el proceso mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas
en la fase gaseosa Cuando el proceso de separación ocurre entre la fase gaseosa
y líquida, la función del separador será: Refinar el proceso de separación mediante
la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase gaseosa, y partículas del
gas atrapadas en la fase líquida.
c.- Liberar parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la líquida, lo
cual se relaciona con el tiempo de residencia del líquido, en el fluido petrolero, que
sé esta separando
d.- Descargar por separado la fase líquida y gaseosa, que salen del separador,
con el objetivo de evitar que se vuelvan a mezclar, lo que haría que el proceso de
separación sea de una baja eficiencia.
e.- evitar los problemas de turbulencia Cuando el separador se ha diseñado
para las fases gas-líquido, la turbulencia que ocurren en la sección ocupada por el
gas debe ser minimizada.
f.- La acumulación de espuma y partículas contaminantes deben ser eliminadas.
LAS GOTAS CAEN
DEBIDO A LA
ATRACCIÓN DE
LA GRAVEDAD
LAS PEQUEÑAS GOTAS COALESCEN PARA
FORMAR GOTAS GRANDES

16
g.- Las salidas de los fluidos deben estar previstas de controles de presión.
h.- Las regiones de acumulación de sólidos deben tener prevista la remoción de
estas fases.
Para evitar presiones excesivas el separador debe tener válvulas de alivio, por
ejemplo debe tener líneas obstaculizadoras. Para realizar controles visuales del
proceso de separación el recipiente debe estar provisto de manómetros,
termómetros, controles de nivel, etc. Para facilitar la inspección y mantenimiento el
separador debe tener bocas de visitas.
Funciones de Operación de los Separadores La única forma, para que el
separador pueda cumplir con estas funciones deben satisfacer lo siguientes:
a.- Controlar la energía del fluido al entrar al separador
b.- Las tasas de flujo de las fases deben responder a ciertos rasgos de volumen,
el cual será una función del diseño del separador. Luego, fundamentado en ello es
posible que al inicio del proceso de separación, se realice debido a las fuerzas
gravitacionales, tal como, estas fuerzas actúan sobre los fluidos. Y obligan a un
equilibrio interfásico. El flujo normal de la fase gaseosa, se refiere a la máxima
cantidad de vapor alimentada a un separador o condiciones de operación. Lo que
indica, que en ausencia de perturbaciones provocada por la inestabilidad del
proceso o la capacidad de condensación aguas arribas del separador tengan una
alta eficiencia
c.- Cuando el separador se ha diseñado para las fases gas- líquido, la turbulencia
que ocurren en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada, de tal forma
de incrementar la eficiencia del proceso
d.- La acumulación de espuma y partículas contaminantes debe ser eliminadas, si
esto no se realiza el proceso de separación tendrá una baja eficiencia.
e.- Las salidas de los fluidos deben estar previstas de controles de presión.
f.- Las regiones de acumulación de sólidos deben tener prevista la remoción de
estas fases.
g.- Para evitar presiones excesivas el separador debe tener válvulas de alivio, por
ejemplo debe tener líneas obstaculizadoras.
h.-Para realizar controles visuales del proceso de separación el recipiente debe
estar provisto de manómetros, termómetros, controles de nivel, etc.
i.-Para facilitar la inspección y mantenimiento el separador debe tener bocas de
visitas

17
Si el separador cumple con todo estos requisitos el proceso de separación será
funcional y de una alta eficiencia.
Condiciones Mecánicas de los Separadores Los separadores deben poseer
cuatro secciones principales, las cuales son:
a.- Primera Sección de Separación Comprende la entrada de los fluidos al
separador. Esta sección permite absorber la cantidad de movimiento de los fluidos
de alimentación. En ella también se controla el cambio abrupto de la corriente,
produciéndose una separación inicial. Generalmente, la fuerza centrífuga
originada por su entrada tangencial en el recipiente remueve volúmenes
apreciables de líquidos y permite controlar la velocidad del gas.
b.-. Sección de las Fuerzas Gravitacionales En esta sección las fuerzas
gravitacionales tienen una influencia fundamental. Las gotas líquidas que
contienen el gas son separadas al máximo. Este proceso se realiza mediante el
principio de asentamiento por gravedad. En este caso la velocidad del gas se
reduce apreciablemente, por lo tanto, la corriente de gas asciende a una velocidad
reducida. En algunos casos, en esta sección, se usan tabiques con el fin de
controlar la formación de espuma y la turbulencia. En esta sección. Las gotas del
líquido están sometidas a la influencia de varias fuerzas como se observa en la
figura 3.
Figura 3 Fuerzas que Intervienen en Proceso de Separación
Separador Vertical Separador Horizontal
Las principales fuerzas que participan en el proceso de separación son las de
gravedad y las originadas por el movimiento del gas. Las fuerzas de flotación son
pequeñas, si la turbulencia es controlada, no habrá mayor problema a que el
proceso de separación se lleve a cabo.
Como se puede apreciar en el diagrama de la figura 3, el comportamiento de una
gota de líquido en un separador vertical es diferente de su comportamiento en uno
horizontal. En el separador vertical, las resultantes de la sumatoria de las fuerzas
poseen una dirección vertical; mientras que en el horizontal las resultantes siguen
una dirección inclinada. Esta diferencia hace posible que la velocidad del gas en
un separador horizontal pueda alcanzar valores mayores que los que se obtiene
Del gas
Flotación
Gravedad
Resultante

18
en uno vertical.
c.-. Sección de Extracción de Neblina o Sección de Coalescencia Aquí se
separan las pequeñas partículas de líquido que aún contiene el gas, después de
haber pasado por las dos secciones anteriores. La mayoría de los separadores
utilizan, como mecanismo principal de extracción de neblina, la fuerza centrífuga o
el principio de choque. En ambos métodos, las pequeñas gotas de líquido son
recolectadas en una superficie, donde son separadas de la corriente de gas, en
forma de grandes gotas, que luego caen en la sección de acumulación de líquido.
d.-. Sección de Acumulación de Líquido Los líquidos separados en las
secciones anteriores se acumulan en la parte inferior del separador. Por lo tanto,
se requiere de un tiempo mínimo de retención que permita llevar a cabo el proceso
de separación. También se necesita un volumen mínimo de alimentación,
especialmente cuando el flujo es intermitente. Esta sección posee controles de
nivel para manejar los volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación. En
la actualidad existen una serie de métodos utilizados para la determinación de la
cantidad de líquido depositado, ya que juega un papel importante, en la eficiencia
del proceso de separación.. En las figuras 4 y 5 .se presentan el diagrama
esquemático de un separador destacando sus cuatro secciones principales.
Figura 4 Principales Secciones de un Separador Vertical Bifásico
Componentes Externos de un Separador. Los componentes son:
a.- Cuerpo: El cuerpo del separador es de forma cilíndrica o esférica y de tamaño
variable, dependiendo de las condiciones del diseño.
b.- Válvula de Descarga del Líquido: Está en la parte inferior del separador y
según la altura del líquido permite su salida.
SECCIÓN DE LAS
FUERZAS
GRAVITACIONALE
S
SALIDA DEL
GAS
SECCIÓN DE
COALESCENCIA
SALIDA DEL
LÍQUIDO
SECCIÓN DE ACUMULACIÓN DE
LÍQUIDO
PRIMERA SECCIÓN
DE SEPARACIÓN

19
Figura 5 Secciones Principales de un Separador Horizontal
c.- Válvula de Entrada: Se encuentra casi a la mitad del separador. Permite la
entrada de la mezcla bifásica en el recipiente separador, y con ello dar inicio al
proceso de separación.
d.- Válvula de Control de Presión de Gas: Se ubica en la línea de salida del gas
y es gobernada por un controlador. Sirve para mantener la presión más o menos
constante en el separador.
e.- Válvula de Drenaje: Colocada en la parte inferior del recipiente (en el fondo),
se usa cuando es necesario drenar el líquido que está por debajo de salida del
separador, y con ello incrementar la eficiencia del proceso de separación,
sobretodo cuando se trabaja con la separación de hidrocarburos Gas- Petróleo o
Gas- Petróleo- Agua..
PRIMERA SECCIÓN
DE SEPARACIÓN
SALIDA DEL
LÍQUIDO
SECCIÓN DE LAS
FUERZAS
GRAVITACIONALE
S
SECCIÓN DE
COALESCENCIA
SECCIÓN DE
COALESCENCIA
SECCIÓN DE ACUMULACIÓN DE
LÍQUIDO
SALIDA DEL
GAS

20
f.- Válvula de Seguridad: Puede estar en la salida del gas o en otro orificio
situado en la parte superior del separador. Garantiza la seguridad del separador y
está calibrada para abrir a una determinada presión.
g.- Ventana o Tapa de Inspección: Se localiza en la parte frontal del recipiente.
Facilita la inspección y la realización de los trabajos de limpieza en el interior del
separador.
h.- Controlador y Regulador de Presión: Está ubicado en la línea de salida de
gas y gobierna la válvula de presión del gas.
i.- Control de Nivel: Es un dispositivo que rige la apertura o cierre de la válvula de
salida del líquido.
j.- Cristal de Nivel: El cristal de nivel debe estar colocado a una altura que
permita un control visual de nivel del líquido dentro del separador.
k.- Boquillas: Son elementos que permiten la entrada y salida del fluido antes y
después de ocurrida la separación. Las boquillas generalmente son del mismo
tamaño que la tubería, no obstante si se prevé que puede ocurrir arrastre en la
superficie del líquido el diámetro de la boquilla puede cambiar a un valor mayor.
Estos accesorios representan un parámetro muy importante en el proceso de
separación, debido a que el tamaño de los mismos determina la velocidad del
fluido a la entrada y salida del separador. De esta manera si se tiene un orificio de
entrada muy pequeño, la velocidad del fluido a la entrada del separador será alta,
mayor a 30 pie/s, y por ende, la velocidad del gas será mayor también,
ocasionando una fuerte tendencia al arrastre de líquido por la corriente de gas. De
igual manera un diámetro muy pequeño en las boquillas de salida de gas y de
líquido puede ocasionar escape de gas en la corriente de líquido por la alta
velocidad y la restricción de tamaño para dejar salir el volumen de procesado.
Componentes Internos de un Separador Para ayudar al proceso de separación
y/o impedir problemas de operación aguas abajo del equipo separador, se utilizan
dentro del tambor ciertos aparatos, conocidos como “Internos”. Entre estos se
encuentran:
Eliminadores de Niebla: Los eliminadores de niebla son dispositivos para
eliminar pequeñas gotas de líquido que no pueden ser separadas por la simple
acción de la gravedad en separadores vapor-líquido. Entre los diferentes tipos
existentes, destacan las mallas de alambre ó plástico, conocidos popularmente
como “demisters” ó “Mallas”.
Etapas del proceso de Separación: Quienes trabajan en diseño y operación de
instalaciones de superficie, saben que incrementando el número de etapas de
separación entre líquido y gas, mejora la eficiencia del proceso. Esta mayor
eficiencia se traduce en

21
a.- Menor liberación de gas (Menor RGP). Este parámetro resulta de dividir una
cantidad de gas en condicione normales por una determinada cantidad de
petróleo, también en condiciones normales (PCN/BN). Existen varias forma de
Relación Gas- Petróleo; Razón Gas- Petróleo en Solución (RGSP) o también (RS).
Es el gas en solución a condiciones normales en (PCN), por unidad volumétrica de
Petróleo en (BN). Razón Gas- Petróleo Instantánea (R) o Razón de Gas
producido- Petróleo como también Razón Gas- petróleo de Polución, todo esto
corresponde a la RGP
b. Mayor recuperación de líquido (Menor Bo). El factor volumétrico de petróleo
(B0). Este factor viene dado por el volumen en barriles a presión y temperatura del
yacimiento ocupado por un barril normal a 14,7 lpca y 60F más el gas en solución,
y se representa por la siguiente fórmula:
Barriles de crudo saturado con gas a P y T
B0= -------------------------------------------------------------- (1)
Barril de crudo a 14,7 lpca y 60F
Él (B0) tiene en cuenta el efecto de la presión, temperatura y el gas en solución
sobre el volumen del crudo. Por lo general B0>1, solo B0<1 cuando el crudo tiene
muy poco gas en solución y esta sometido a altas presiones y temperatura.
Mientras que el (BG)
c.- Obtención de un líquido de mayor gravedad API. es una forma de expresar
el peso específico o densidad relativa, es una medida relativa de la densidad. En
vista que la presión tiene un mínimo efecto sobre la densidad de los compuestos
en estado líquido, lo que provoca que sea la temperatura la única variable que se
debe de tener en cuenta, al sentar las bases para el peso específico. La densidad
relativa de un líquido es la relación de la densidad a cierta temperatura, con
respecto a la densidad del agua a una temperatura normalizada.
La sigla API, pertenece al Instituto Americano de Petróleo, la cual es una
asociación estadounidense de la industria petrolera, que patrocina una división
de la producción petrolera en la Ciudad de Dallas. El instituto fue fundado en 1920
y se constituyo en la sociedad de mayor importancia en la normativa de los
equipos de producción y perforación petrolera. Publica códigos que se aplican
en distintas áreas petroleras y, elabora indicadores, como el caso del peso
específico o gravedad específica de los crudos, que tienen por nombre gravedad
API El grado API se fija mediante una escala adoptada, para medir la densidad
de los petróleos brutos .La escala varía, por lo General en valores de 10
(equivalente a una densidad de 1,0000 y 100), lo que representa una densidad de
0,6112 g/cm3
), con relación al agua a 4 C de temperatura Los petróleos crudos
pueden ser de base parafínica, asfáltica o mixta
La gravedad específica de un líquido es entonces la relación de la densidad del
líquido ( L) y la densidad del agua ( A), según lo siguiente:

22
o= L del líquido a cierta temperatura/ A del agua a 60F (2)
Para determinar la densidad relativa de un líquido se utiliza un hidrómetro, para el
Hidrómetro normalmente se utilizan dos escalas:
a.- La escala API, que se utiliza para productos de petróleo, lo que da la siguiente
ecuación para productos de petróleo:
o(60 F )=
)
5
,
131
(
5
,
141
API
(3)
b.- La escala Baumé, que a su vez sé divide en dos tipos, uno para líquidos más
pesados que el agua, lo cual da la siguiente ecuación;
o(60 F )=
)
145
(
145
é
GradosBaum
(4)
La escala para líquidos más livianos que el agua, da la ecuación:
o(60 F )=
)
130
(
140
é
GradosBaum
(5)
A determinar el número de etapas necesarias para que el proceso de separación
con una alta eficiencia es posible llegar mediante mediciones de laboratorio o
mediante modelos de simulaciones termodinámicas, los cuales tienen una alta
aplicación, en el diseño de separadores. El objetivo, que se plantea al utilizar estos
conceptos es dar una explicación conceptual de este fenómeno. Para ello será
necesario a analizar la liberación de gas, a partir de una determinada corriente de
hidrocarburos, en un proceso de una etapa de separación y otro de dos etapas de
separación, todas ellas realizadas a, condiciones estándar, que en este caso son
una presión de 1 atmósfera y temperatura de y 15.5C). Si se asume que la
corriente de hidrocarburos es la mostrada en el Cuadro 1
Separación en una Sola Etapa. En este caso, a la mezcla de hidrocarburos se le
permite alcanzar el equilibrio termodinámico directamente a presión atmosférica y
15.5 °C. En otras palabras, todo el gas se libera en una sola etapa. Luego de
alcanzar el equilibrio se separan el gas y el líquido. En consecuencia tanto el gas
como el líquido producidos se encuentran saturados con la otra fase. El gas se
encuentra en su punto de rocío y el líquido en su presión de burbuja, ambos a
presión atmosférica. Llevando a cabo este proceso se obtiene una Relación Gas-
Petróleo cercana a 100 m3
/m3
.
Separación en Dos Etapas. En este caso la secuencia de operaciones es la
siguiente: A la mezcla de hidrocarburos se le permite alcanzar el equilibrio
termodinámico a una presión intermedia (100 lpca). Se separa el gas en equilibrio.

23
Cuadro 1 Corriente de Hidrocarburos
Componente % Molar
Nitrogeno 0,706
Dióxido .de Carbono 0,125
Metano 33,505
Etano 7,731
Propano 6..348
i-Butano 0,973
n-Butano 3,574
i-Pentano 1,.392
n-Pentano 2,.173
Hexanos 2,897
Heptanos + 40,.576
Total 00.000
Al líquido de esta primera etapa se lo somete a un nuevo proceso de separación a
presión atmosférica y 15.5 C. En resumen, el gas se separa mediante dos etapas
de equilibrio. El resultado de este nuevo proceso conduce a una Relación Gas-
Petróleo cercana a 90 m3
/m3
.
La disminución de la (RGP) se acompaña, invariablemente, de una mayor
recuperación de líquido, pues la disminución del volumen de gas liberado se logra
a expensas de dejar una fracción adicional de componentes "intermedios" en el
líquido. La masa total del sistema es, naturalmente, un invariante. Como es de
esperar, existe una presión a la cual el proceso de separación intermedio conduce
a un máximo de recuperación de líquido. A muy altas presiones sólo se libera poco
gas, de modo que el efecto analizado disminuye y el proceso tiende a parecerse al
de una sola etapa. A muy bajas presiones casi todo el gas se separa en la etapa
intermedia. Por lo tanto el proceso tiende a parecerse, nuevamente, al proceso de
una sola etapa.
En consecuencia, en alguna presión intermedia se obtiene el máximo de eficiencia
de separación. A la presión en que se recupera la máxima cantidad de líquido se
la conoce genéricamente como Presión Óptima de Separación. Aumentando el
número de etapas de separación y optimizando la eficiencia de cada una de ellas,
es posible mejorar aún más el proceso de separación. Sin embargo, las mejoras
asociadas a cada etapa adicional van decreciendo en magnitud.
Clasificación de los Separadores En el proceso de separación es muy
importante tener en cuenta los fluidos producidos y la relación existente entre
ellos. Por esta razón, al considerar una clasificación de los separadores, es
necesario tener en cuenta la función que realizan, la forma que tienen y las fases
que van a separar.

24
Separadores para Fluidos petroleros: Los Principales fluidos petroleros son
Gas, Agua y Crudos, por lo tanto los separadores a utilizar son: Gas- Petróleo y
Gas- Petróleo- Agua Estos separadores son instrumentos que se utilizan para la
separación física de fases. La función fundamental de un separador es separar un
componente deseado del fluido (Crudo, Gas, Agua, Contaminantes, etc.) En la
industria del petróleo y del gas natural, se utilizan los separadores a gran escala, y
para hechos prácticos, 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 .Otras veces, cuando se
utiliza en plantas de tratamiento el separador se emplea para, separar por ejemplo
al glicol, el cual se utiliza como deshidratante del gas natural en el proceso de
deshidratación), de las naftas que se condensan dentro de las torres de absorción;
o, cuando entran en contacto con las aminas, que circulan en contracorriente con
el gas natural para eliminar los componentes ácidos, como el sulfuro de hidrógeno
y el dióxido de carbono, etc.
Separador Gas- Líquido Este es el recipiente que más comúnmente se encuentra
en la industria del petróleo y del gas natural. Representa la unidad donde se
produce la separación inicial del gas y del petróleo. El estudio de este tópico
requiere del conocimiento y manejo preciso de una serie de fundamentos, de tal
forma que el proceso tenga un alto grado de eficiencia. Para obtener una máxima
eficiencia, se debe conocer la composición del fluido, además de la cantidad de
ambos fluidos que ha de manejarse en el separador. También se debe,
necesariamente de conocer los valores de la temperatura y presión, a las cuales
deberá de operar el proceso de separación: En la figuras 6 y 7 se presenta un
separado Gas- Líquido, utilizado en la industria de petrolera
Figura 6 Separador Gas- Petróleo
En las figuras se muestran todos los accesorios necesarios del separador que son
utilizados en la industria petrolera, como por ejemplo se muestra la entrada de la
mezcla gas- crudo, como también se muestra la salida, de cada uno de los fluido
Usualmente, el crudo petrolero fluye del pozo hacia el separador y luego a un
tanque .En el separador, el flujo se divide en gas y líquido a la temperatura y

25
Figura 7 Separador Gas- petróleo utilizado en la industria
presión de operación. El comportamiento de la fase de la mezcla gas- líquido
gobierna la distribución de los componentes intermedios, de modo que cualquier
componente dado, como por ejemplo el Butano 10
4
3
2
2
2 ; H
C
CH
C
CH
CH o
simplemente 4
C se distribuye como parte del gas y del petróleo
En el momento, en que el petróleo rico en gas deja el separador, puede pasar a
través de una o más separaciones adicionales. Estas etapas de separación se
llevan a cabo, en la medida en que la presión y temperatura varíen mientras se les
reduce a las condiciones del tanque. Cuando el líquido ingresa al tanque, se
produce una nueva separación gas- petróleo, a presión y temperatura atmosférica.
En este caso, nuevamente, los hidrocarburos se distribuyen entre la fase gaseosa
y líquida. En todas las separaciones, algo de petróleo permanece con el gas y lo
mismo que un poco de gas permanece en solución con el petróleo.
Separación Gas- Petróleo: Las separaciones entre fases, como lo separación
gas- petróleo son operacionales de gran importancia desde el punto económico-
industrial. En vista, que pueden delimitar las posibles pérdidas de un caudal de
hidrocarburos, tanto al inicio como al final de la operación de separación. Los
estabilizadores proporcionar al operador el control de la presión y composición del
producto. Los estabilizadores se utilizan frecuentemente en un esquema de
separación de múltiples etapas, estos pueden extraer selectivamente los
hidrocarburos más livianos del crudo, permitiendo así la recuperación de una
cantidad máxima del líquido en el tanque de almacenamiento. En la figura 8 se
muestra una planta de separación gas- petróleo utilizado en la República
Bolivariana de Venezuela
Mecanismos Separación: En el procesamiento del gas y del petróleo existe una
amplia variedad de separadores de mezclas de diferentes fases. El proceso de
separación gas- petróleo se considera una de las operaciones fundamentales en
la producción, procesamiento y tratamiento del gas natural. Los mecanismos
mediante los cuales se puede lograr la separación óptima del gas y del petróleo y

26
Figura 8 Planta de Separación Gas- petróleo utilizado en la industria
contaminantes son: Fuerza de Gravedad, Fuerza Centrífuga, Cambios en la
Cantidad de Movimientos; Fuerza Electrostática, Absorción, Adsorción, Difusión
Térmica, Filtración, Efectos Sónicos y la Combinación de todos los efectos
señalados.
En los campos petroleros los efectos de separación más usados son: Fuerzas de
Gravedad, Fuerza Centrífuga, Cambios en la Cantidad de Movimientos y Fuerzas
Electrostática. Mientras que en el procesamiento de gas los efectos más usados
son: Absorción, Adsorción, Fuerzas de Gravedad, Fuerzas Centrífugas, Filtración
y Cambios en la Cantidad de Movimiento
Fundamento de los Diseños de Separadores: El diseño de los separadores se
fundamenta en el estudio de los diferentes estados en que se pueden encontrar
los fluidos y el efecto que tengan sobre estos las distintas fuerzas físicas. Luego
en el diseño de un separador se deben de tomar en cuenta algunos factores y
propiedades de los fluidos que se van a procesar. En términos generales, se
considera que un separador representa la primera instalación del procesamiento, y
por ende si se utiliza un diseño incorrecto, el proceso puede traer una serie de
consecuencias que dificultarían las otras etapas de operación.
Obtención de Flujo Petrolero: El flujo que se obtiene de un yacimiento
petrolífero, en la mayoría de las veces esta compuesto por hidrocarburos, agua,
arena, contaminantes etc. Luego la separación física de estas fases es una de las
operaciones de gran interés económico- industrial, sobre todo en el procesamiento
y tratamiento de los crudos y del gas natural. Para diseñar un aparato que pueda
separar estas fases se debe de tomar en cuenta los diferentes estados en que se
puede encontrar los fluidos y el efecto que sobre estos tengan las diferentes
fuerzas físicas. El objetivo del proceso de separación entre fases es separar los
diversos constituyentes del yacimiento, por cada fase. La separación se realiza

27
de optimizar el procesamiento y comercialización de los crudos y del gas
asociado.
Funciones de Operación de los Separadores La única forma, para que el
separador pueda cumplir con estas funciones deben satisfacer lo siguientes:
a.- Controlar la energía del fluido al entrar al separador
b.- Las tasas de flujo de las fases deben responder a ciertos rasgos de volumen,
el cual será una función del diseño del separador. Luego, fundamentado en ello es
posible que al inicio del proceso de separación, se realice debido a las fuerzas
gravitacionales, tal como, estas fuerzas actúan sobre los fluidos. Y obligan a un
equilibrio interfásico. El flujo normal de la fase gaseosa, se refiere a la máxima
cantidad de vapor alimentada a un separador o condiciones de operación. Lo que
indica, que en ausencia de perturbaciones provocada por la inestabilidad del
proceso o la capacidad de condensación aguas arribas del separador tengan una
alta eficiencia
c.- Cuando el separador se ha diseñado para las fases gas- líquido, la turbulencia
que ocurren en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada, de tal forma
de incrementar la eficiencia del proceso..
d.- La acumulación de espuma y partículas contaminantes debe ser eliminadas, si
esto no se realiza el proceso de separación tendrá una baja eficiencia.
e.- Las salidas de los fluidos deben estar previstas de controles de presión.
f.- Las regiones de acumulación de sólidos deben tener prevista la remoción de
estas fases.
g.- Para evitar presiones excesivas el separador debe tener válvulas de alivio, por
ejemplo debe tener líneas obstaculizadoras.
h.-Para realizar controles visuales del proceso de separación el recipiente debe
estar provisto de manómetros, termómetros, controles de nivel, etc.
i.-Para facilitar la inspección y mantenimiento el separador debe tener bocas de
visitas
Si el separador cumple con todo estos requisitos el proceso de separación será
funcional y de una alta eficiencia.
Clasificación de los Separadores Para Fluidos Petroleros En vista que los
separadores en la industria petrolera se utilizan, con un objetivo específico, el
nombre que se le asigna a estas unidades está muy relacionado con la función
que realizan en cada caso en particular .En primera instancia es conveniente
aclarar que la primera clasificación está en función del número de fases que

28
separa; se les denomina Separadores Bifásicos.
Separadores Bifásicos: Estos separadores, tiene como principal objetivo separar
fluidos bifásicos, en este caso específico Gas y Petróleo, aunque su utilidad en la
separación Gas- petróleo- Agua, también tiene cierta importancia, en la separación
de fluidos petroleros, con fines de producción y productividad. Los separadores
bifásicos son muy comunes en un campo petrolero. Pero, es recomendable
siempre especificar en forma muy clara el número de fases que estarán presentes
en el proceso de separación, ya que esto es de gran importancia para la selección
del separador adecuado, y con ello el proceso de separación tendrá una alta
eficiencia
Separadores Trifásicos: Estos separadores se diseñan para separar tres fases,
constituidas por el gas y las dos fases de los líquidos inmiscibles (agua y petróleo).
Lo que indica que estos separadores se diseñan para separar los componentes de
los fluidos que se producen en un pozo petrolero. Por lo general, estos
separadores se diseñan en un tamaño grande, ya que deben de garantizar que las
fases líquidas (agua y petróleo) salgan del equipo completamente libre una de la
otra. Es decir agua sin petróleo, y petróleo sin agua, estos separadores son de
gran utilidad en la industria, en vista que los fluidos petroleros, siempre estas
conformados por agua, gas y petróleo.
Separadores Tetrafásicos: En los procesos petroleros, se utilizan también los
separadores Tetrafásicos, en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una
sección para la separación de la espuma que suele formarse en algunos tipos de
fluidos, esto es de importancia ya formación de espumas, tiene una fuerte
influencia, en la determinación de la Eficiencia del proceso de separación.
Clasificación de los Separadores, según Forma Geométrica Los separadores
se clasifican, también función a su forma geométrica. En este caso estarán
presentes los separadores Verticales; Horizontales y Esférico. Estos últimos son
unidades compactas, de forma esférica, utilizadas para el gas En la figura 9 se
presenta un esquema de un Separador bifásico Vertical, el cual es de gran utilidad
en los procesos petroleros. Mientras que en la figura 10 se presenta un ejemplo de
un separador bifásico horizontal.
Separadores Verticales y Horizontales. En los separadores verticales, la fase
pesada decanta en dirección opuesta al flujo vertical de la fase liviana. Por
consiguiente, si la velocidad de flujo de la fase liviana excede a la velocidad de
decantación de la fase pesada no se producirá la separación de fases. Mientras,
que en los separadores horizontales, la fase pesada decanta perpendicularmente
en dirección del flujo de la fase liviana, permitiendo que esta pueda viajar a una
velocidad superior a la velocidad de decantación. Tanto los separadores
verticales, como horizontales son ampliamente utilizados en la industria del. Los
separadores horizontales y verticales son ampliamente utilizados en la industria
petrolera de la República Bolivariana de Venezuela En los separadores verticales,
la fase pesada decanta en dirección opuesta al flujo vertical de la fase liviana. Por

29
Figura 9 Ejemplo de un Separador Gas- Petróleo de Forma Vertical
Figura 10 Esquema de Un Separador Bifásico Horizontal
consiguiente, si la velocidad de flujo de la fase liviana excede a la velocidad de
decantación de la fase pesada no se producirá la separación de fases
En .separadores horizontales, la fase pesada decanta perpendicularmente en
dirección del flujo de la fase liviana, permitiendo que ésta pueda viajar a una
velocidad superior a la velocidad de decantación de la fase pesada discontinua.
Adicionalmente al calificativo por la posición del recipiente separador se le agrega
el trabajo que realizan se tendrán separadores horizontales bifásicos o trifásicos.
Esta, clasificación estará relacionada, con la posición del recipiente y el número de

30
fases a separar. En vista que los separadores esféricos no son muy utilizados en
la industria petrolera. Es, por ello que, en este capítulo se hará referencia solo a
los separadores Verticales y Horizontales. Se supone, que es lógico, pensar
que cuando se quiera diseñar un de alta presión y con volúmenes pequeños de
líquidos., generalizando el proceso de separación el gas sale por el fondo del
separador a través de un tubo que sirve de rompevórtices, su aplicabilidad es
escasa en la industria del petróleo, y desde su uso esta muy limitado cilindro
compresor vertical u horizontal, habrá que realizar un amplio análisis de las
ventajas y desventajas de los mismos, es claro que las desventajas de un
separador son ventajas del otro.
El separador vertical, por tener mayor altura, que el separador horizontal, es más
fácil manejar el control de nivel, luego se puede señalar que el control de nivel en
separador vertical no es crítico, como lo es en el horizontal.
En un separador horizontal se puede incrementar con cierta facilidad la capacidad
volumétrica, tal como es posible agregar cilindros al separador horizontal, mientras
que es imposible hacerlo en un separador vertical. En vista que en el separador
horizontal, se puede agregar mecanismos internos, para limpiar las arenas. Luego
el manejo de partículas sólidas, se maneja con mayor eficiencia en el separador
horizontal. Además en este separador se puede dejar prevista en el diseño,
algunos accesorios, como por ejemplo las bocas de visitas apropiadas, que
ayudan a eliminar las partículas sólidas.
Cuando el fluido a separar es de carácter espumoso, se recomienda utilizar un
separador horizontal, en vista que en este separador, se puede diseñar una fase
del separador libre para la espuma, aunque es lógico, que el hecho de añadir una
fase para la espuma, hará incrementar el costo del separador.
Ventajas de los Separadores Verticales
a.- Por lo normal se emplean cuando la relación gas o vapor- líquido es alta y/o
cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas
b.- Tienen mayor facilidad, que un separador horizontal para el control del nivel del
líquido, y para la instalación física de la instrumentación de control, alarmas e
interruptores
c.- Ocupan poco espacio horizontal
d.- Tienen facilidades en remoción de sólidos acumulados
Desventajas de los Separadores Verticales
a.- El manejo de grandes cantidades de líquido, produce fuertes variaciones en la
entrada del líquido, lo que obliga a tener separadores con excesivos tamaños

31
b.- requieren de mayor diámetro que los separadores horizontales, para una
capacidad dada de gas
c.- Requieren de mucho espacio vertical para su instalación, lo que provoca
problemas de carácter económico, ya que no siempre las instalaciones cuentan
con el espacio suficiente, y tienen que comenzar a adquirir terrenos adicionales
para la implementación del separador, y de tal forma que su desempeño sea de
alta eficiencia, y que las instalaciones no perjudiquen la utilización de otros
equipos.
Ventajas de Un Separador Horizontal
a.- Por lo normal se emplean cuando la relación gas- líquido es baja
b.- requieren de poco espacio vertical para su instalación
c.- requieren menor diámetro que un separador vertical, para una capacidad dada
de gas de gas
d.- Manejan grandes cantidades de líquido, optimizando el volumen de operación
requerido
e.- Los volúmenes de retención facilitan la desgasificación del líquido y el manejo
de la espuma, si se forma
Desventajas de los Separadores Horizontales
a.- Cuando existen variaciones a nivel de la fase pesada afectan la separación de
la fase liviana
b.- Ocupan mucho espacio horizontal
c.- Es difícil la remoción de sólidos acumulados
Separadores de Producción: Los separadores de producción, son un ejemplo de
los separadores horizontales. La utilidad de estos separadores se sustenta en el
hecho que se requiere de un separador Vapor- Líquido eficiente, especialmente
cuando el gas fluye hacia un compresor, y se requiere que la separación del
petróleo del gas sea de alta eficiencia para evitar la sobrecarga en el equipo aguas
a bajo. También los separadores de alivio son Separadores
Horizontales, estos se utilizan antes ante de que el vapor entre al menchurrio, y
con ello se evita la quema de hidrocarburos líquido .En general, se puede señala
que las desventajas y ventajas, que los separadores verticales u horizontales
representan, para obtener la máxima eficiencia, en un proceso de separación, en
vista, que las desventajas del separador horizontal son las ventajas del separador
vertical y viceversa. Los separadores horizontales son de mayor utilidad, sobre

32
todo, cuando se trabaja con grandes volúmenes de líquido, crudos espumosos y/o
presencia de emulsiones. Sin embargo, para la selección. de un separador, y
tomando en cuenta que se requiere, que el proceso tenga una máxima eficiencia,
luego, es necesario tener en cuenta todas las condiciones del fluido a separar.
Pero, a manera de resumen se pueden hacer algunas comparaciones, entre los
separadores verticales y horizontales, que pueden ayudar en la selección del
separador.
a.- El separador vertical, por tener mayor altura, que el separador horizontal, es
más fácil manejar el control de nivel, luego se puede señalar que el control de
nivel en separador vertical no es crítico, como lo es en el horizontal.
b.- En un separador horizontal se puede incrementar con cierta facilidad la
capacidad volumétrica, tal como es posible agregar cilindros al separador
horizontal, mientras que es imposible hacerlo en un separador vertical.
c.- En el separador horizontal, se puede agregar mecanismos internos para poder
limpiar las arenas, hace que esto se convierta en una ventaja. Luego el manejo de
partículas sólidas, se maneja con mayor eficiencia en el separador horizontal.
Además en este separador se puede dejar prevista en el diseño, algunos
accesorios, como por ejemplo las bocas de visitas apropiadas, que ayudan a
eliminar las partículas sólidas.
d.- Cuando el fluido a separar es de carácter espumoso, se recomienda utilizar un
separador horizontal, en vista que en este separador, se puede diseñar una fase
del separador libre para la espuma, aunque es lógico, que el hecho de añadir una
fase para la espuma, hará incrementar el costo del separador.
Clasificación Industrial de los Separadores Los separadores se pueden
clasificar, también, según sea la ubicación que tenga el separador con respecto a
los otros equipos, bajo este concepto habrán
a.- Separadores de Entrada Estos equipos están ubicados a la entrada de la
planta, para recibir los fluidos en su condición original, cruda; obviamente en este
caso será necesario esperar la posibilidad de recibir impurezas en el fluido.
b.- Separadores en Serie El término separadores en serie se refiere a los
separadores que están colocados en serie, o en paralelo. En el primer caso la
separación se realiza en forma progresiva, mientras que en la posición en paralelo
los dos separadores realizan la separación en forma simultánea.
c.- Separadores Tipo Filtro. Este tipo de separador, por lo general tiene dos
compartimientos. Uno de ellos es un filtro coalescente, el cual se utiliza para la
separación primaria del líquido, que viene con el gas. Mientras, el gas fluya a
través de los filtros, las partículas pequeñas del líquido, se van agrupado, para
formar moléculas de mayor tamaño. Esto, ocurre debido al proceso de
coalescencia. Una vez que las moléculas se han hecho de mayor tamaño, son con

33
cierta facilidad empujadas por la presión del gas hacía el núcleo del filtro, y por
ende separadas del gas
Importancia de los Separadores Tipo Filtro: El segundo compartimiento de los
Separadores Tipo Filtro, esta compuesto por el Extractor de Niebla, el cual se
encarga de remover el líquido remante. La eficiencia de la separación gas- líquido
esta relacionada con el tamaño de las partículas líquidas. En algunos casos, el
separador tipo filtro puede Contener un recipiente adicional, para almacenar el
líquido. La separación con el separador tipo filtro, es de utilidad para drenar
partículas líquidas con anterioridad a que el gas sea succionado por los
compresores. Luego, se puede concluir que los separadores tipo filtro promueven
la separación eficiente de los líquidos, que eventualmente pudieran permanecer
en la fase gaseosa. Esto evita que al condensarse aguas abajo, puedan dañar los
equipos, que por lo general son muy costosos, como es el caso de los
Compresores y Expansores. También puede ocurrir, que los líquidos que se
depositan en el sistema ocasionan toda clase de inconvenientes.
d.- Separadores Tipo Tanque de Venteo. Estos son separadores que se utilizan
para separar el gas que se produce cuando se reduce la presión del líquido. En la
jerga petrolera se denomina “Flash” al cambio espontáneo que sufre un fluido
cuando la presión desciende en forma violenta. Luego al caer la presión del fluido
se producirá una separación de fases, con lo cual se obtendrá el gas y el petróleo.
Luego el separador Tipo Tanque de Venteo realizará la separación de las fases
formadas.
e.- Separadores Convencionales. Este es un envase que se utiliza para separar
una mezcla de componentes en una o dos corrientes, líquida y otra gaseosa. Por
lo general la o las corrientes líquidas contienen muy poco gas, mientras que la
corriente gaseosa contiene poco líquido.
f.- Separadores de Liberación Instantánea. Este es un envase que se utiliza
para separar fluidos conformados por un gas que se liberan de un líquido sometido
a un proceso de liberación instantánea. En este caso parte del líquido se volatiliza
al producirse una disminución de la presión en el preparado.
g.- Separadores Tipo Pulmón. Este envase, puede construirse en gran tamaño
que permita la acumulación del líquido. Por lo general se instalan en sistemas de
recolección de gas o en sistemas de flujo bifásico.
h.- Separadores Tipo Centrífugo. Estos separadores se utilizan para separar
partículas sólidas y líquidas de la corriente de gas.
i.- Separadores Tipo Depuradores. Los depuradores son separadores que no
poseen la capacidad para realizar una separación, gas- petróleo, en especial,
cuando el volumen del líquido sea alto. Los depuradores, tampoco tienen el
tamaño adecuado, de tal forma que las fuerzas de gravedad puedan actuar, en
forma óptima, para que de esa forma haya una separación por tamaño de

34
partículas. La principal, función del depurador es remover los residuos líquidos de
una mezcla, que tiene predominio de partículas gaseosas, para ello en su diseño
tienen elementos de impacto para remover las partículas líquidas.
Instalación de los Depuradores: En la instalación de los depuradores es
frecuente, que se instale un dispositivo Denominado Tabique, el cual se instala
para garantizar que la producción del gas estará libre de partículas líquidas, en
vista que la acumulación de partículas líquidas en el gas puede inferir en la
succión del gas por el compresor. La acumulación de partículas líquidas puede
ocurrir, también a la salida de un absorbedor de glicol. La función del tabique es
actual como una superficie de impacto, de tal forma que se depositen las
partículas líquidas que transporta el gas. Los depuradores de Tabique pueden
remover hasta casi el 100% de las partículas líquidas, sobretodo si el tamaño es
mayor a 100 micrones (100 m)
j.- Tratadores Térmicos. Este es un separador diseñado para tratar a una mezcla
conformada por Crudo- Agua- Gas), y que además posee facilidades para filtrar y
calentar los fluidos. Por lo general este equipo, se utiliza en el tratamiento de
crudos livianos y medianos, es de gran utilidad en los campos petroleros de
Venezuela.
k.- Torres de Destilación. Este envase permite separar un fluido en varios
componentes de composiciones deseadas. Para ello se utilizan procesos de
equilibrio térmico basado en las constantes de equilibrio líquido- vapor. Por lo
general, las torres de destilación poseen platos en los cuales se establecen flujos
en dos direcciones el gas en ascenso y el líquido en descenso. A las torres se les
pueden adicionan equipos, tales como condensadores, rehervidores, separadores
de reflujo, equipo de bombeo y equipo de control, que ayudan a la eficiencia del
proceso de separación
 .-Goteo en Línea. Estos equipos se instalan en tuberías que manejan fluidos
con una alta relación Gas- líquido El objetivo es remover el líquido libre y no
necesariamente todo el líquido contenido en la corriente gaseosa. Luego, los
equipos de goteo en línea permiten la acumulación y separación del líquido libre.
También dentro de los separadores se encuentrán equipos Depuradores,
Separadores Tipo Filtro, Separadores Líquido – Líquido. Cada uno de estos
equipos cumple una función determinada e importante para los procesos
industriales
Condiciones Mecánicas de los Separadores, las cuales se dividen en cuatro (4)
secciones:
a.- Sección de Separación. Esta es la primera sección del separador, es la
sección de entrada del fluido al separador. Aquí se debe absorber la cantidad de
movimiento de los fluidos de alimentación, se debe controlar el cambio abrupto de
la corriente, con lo cual se produce una separación inicial del fluido. Esta

35
separación, por lo general ocurre por, la fuerza centrífuga originada por la entrada
tangencial del fluido al separador. En el separador se remueven una cantidad
apreciable de líquidos, separación que se fundamenta en base a las fuerzas de
gravedad, en la separación además reorienta la distribución de los fluidos.
b.- Sección de las Fuerzas Gravitacionales Esta es la segunda sección del
separador .En esta sección las fuerzas gravitacionales son de una gran influencia.
Es decir, son fundamentales. Ya, que las gotas del líquido que contiene el gas son
separadas al máximo. Esta separación, se sustenta en el principio conocido como
Asentamiento por Gravedad. En base, al principio se sabe que la velocidad del
gas se reduce en forma apreciable, como consecuencia de la reducción de
velocidad del gas. La corriente de gas sube a una velocidad reducida. Para estar
seguro que la velocidad es reducida, en algunas ocasiones se utilizan tabiques y
otros tipos de extractores de niebla, con el objetivo de controlar la velocidad del
gas, y además controlar la formación de espuma y turbulencia, que ocasionaría la
reducción de la velocidad del gas.
c.- Sección de Extracción de Neblina Esta es la tercera sección del separador.
En esta sección, se tienen que separar las pequeñas partículas líquidas, que no
han podido ser separadas, por las fuerzas gravitacionales. Lo, que indica que
estas son partículas líquidas de minúsculo tamaño, que aun están unidas a las
partículas del gas. Para el control de la neblina, por lo general se utiliza la fuerza
centrifuga o el principio de choque. Las pequeñas gotas de líquido se agrandan
dando paso al proceso de Coalescencia, luego que obtiene un tamaño adecuado
caen a la zona de recepción del líquido. Una vez que el gas sale de la sección
anterior entra al extractor de niebla, en el cual se remueven las gotas de líquido
que todavía quedan en gas. El objetivo es que el gas salga lo más seco posible.
d.- Sección de Acumulación de Líquido Esta es la cuarta sección del separador.
Los líquidos separados en las secciones 1, 2 y 3 se acumulan en la parte inferior
del separador, luego se requiere de un tiempo mínimo de retención que permita,
que el proceso de separación sea de alta eficiencia. Esta sección se diseña sobre
la base que un pequeño volumen del líquido permanece en el separador, y se
denomina tiempo de retención. Este tiempo de retención debe ser tal que permita
la salida del gas atrapado en el fluido. Por lo general el diseño del separador
obliga a que el tiempo de permanencia del crudo en el separador sea mayor que el
lapso requerido para que cada una de las fases quede limpia una de la otra.
Fundamento del Proceso de Separación de los Fluidos Petroleros: Muchas
personas se preguntan el principio, por el cual se sustenta el proceso de
separación: Gas- Petróleo, y Gas- Petróleo- Agua. Lógicamente para cualquier
estudiante que tenga dentro de sus asignaturas el tema de procesos, será muy
fácil responder a esa pregunta. Ya que el proceso de separación, se sustenta en el
proceso de separación instantánea. Para el caso de la separación (Gas- Líquido).
La dificultad, para analizar la eficiencia del proceso de separación, sería en tener
las herramientas necesarias para, cuantificar las cantidades de la fracción de
vapor o gas y líquida o petróleo que se desprenden. Estas cantidades serán una

36
función de las condiciones de operación, fundamentalmente de los valores que
tengan la presión y temperatura de operación, en el proceso de separación. Se
sabe, por ejemplo que la fracción de vapor o gas debe necesariamente
desprenderse o escaparse de la fracción líquida. En la actualidad todos estos
cálculos se realizan en forma fácil y eficiente.
Mientras que la fracción líquida debe de acumularse en el fondo del recipiente.
Además, la cantidad de líquida que permanezca en el fondo del separador, será
mayor, mientras más alto sea el valor de la presión de operación, y más bajo sea
el valor de la temperatura de operación, todos estos parámetros son de mucha
importancia conocerles y poder manejarlos, para obtener una alta eficiencia en el
proceso de separación Gas- Petróleo y Gas- Petróleo- Agua, que son
fundamentalmente los fluidos que se manejan en el área de petróleo, luego son
los fluidos con los cuales se diseñan los separadores, tal como en este caso se
esta hablando de fluidos petroleros, luego entonces los fluidos fundamentales son
gas, petróleo y agua.
Los cálculos de las fracciones de vapor y líquido, se han hecho menos dificultoso,
con el desarrollo de los paquetes de simulación, los cuales se han convertido en
una gran Herramienta, para la determinación del fracciones gas – líquido. Pero,
esto no quita que el ingeniero tenga, que tener una gran experiencia para la
interpretación de los resultados, obtenidos a través del simulador, en vista que la
persona que maneje el simulador puede equivocarse en la introducción de los
datos, y por ende los resultados arrojados por el simulador serán erráticos. Luego,
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.
Diseño de los Separadores Al diseñar y estudiar la eficiencia de un separador se
debe tomar en cuenta los parámetros que afectan el comportamiento del sistema
de separación. También se deben de analizar las propiedades del fluido, las
cuales derivan del comportamiento de las fases que se separan cuando la mezcla
de hidrocarburos, entra al separador
El diseño de los separadores es determinante en la eficiencia del proceso de
separación. Se sabe, que para que el proceso de separación sea efectivo, los
fluidos a separar tienen que ser inmiscible y además tener diferentes densidades.
Las especificaciones de las Normas (API) cubren los requerimientos mínimos para
el diseño y fabricación de separadores de fluidos petroleros: Para un diseño
óptimo de un separador, es necesario tomar en cuenta los diferentes estados y
procesos, por los cuales deberá de pasar el fluido. Además, se debe de analizar el
efecto, que sobre el fluido puedan tener las diferentes fuerzas físicas que le
caracterizan.
El principal objetivo del diseño de los separadores es obtener en forma separada
los diferentes componentes de un fluido, de tal forma de proceder a su tratamiento

37
y comercialización. Además, se debe tener siempre presente, que por lo general el
separador es la primera instalación del procesamiento del fluido. Luego un diseño
incorrecto puede traer consecuencias incalculables al proceso y a las otras
instalaciones. Con el objetivo de satisfacer las funciones que debe de cumplir un
recipiente separador Gas- Petróleo, por ejemplo, será necesario tomar en cuenta
una serie de puntos, que son de vital importancia para el correcto diseño del
separador.
Parámetros de Importancia en el Diseño de Separadores
a.- La energía que posee el fluido al entrar al separador, debe de ser controlada
b.-Las tasas de flujo, tanto de la fase líquida, como de la gaseosa, deben de
encontrarse dentro del rango establecido por el separador. Si, esto se cumple se
puede asegurar que el fluido es controlado por las fuerzas de gravedad, las cuales
actúan sobre el fluido y se establece un equilibrio interfásico líquido- vapor
c.- Las turbulencia que ocurren fundamentalmente en la sección ocupada por la
fase gaseosa, debe de ser minimizada, antes que cause problemas en el proceso
de separación, y por ende problemas a la hora de evaluar la eficiencia.
d.- La acumulación de espuma y contaminantes debe de ser controlada.
e.- Las salidas del separador de las fases líquidas y gaseosas, deben de
realizarse de tal forma, que no vuelvan a encontrase. Además a la salida de los
fluidos del separador debe de tener controles, de presión y de nivel de los fluidos.
f.- En el separador se debe tener prevista la eliminación de partículas sólidas,
cuando estas se hayan acumulado
g.- En el separador se tiene que tener prevista el control de la presión, para lo cual
es recomendable la instalación de válvulas de alivio. También se recomienda
instalar manómetros, termómetros, controles de nivel, boca de visitas, de tal forma
que se pueda revisar en forma rápida el separador.
h.- Para el correcto diseño de un separador se deben conocer y manejar los
parámetros que afectan el comportamiento del sistema a separar. Se deben
analizar exhaustivamente las propiedades del fluido, las cuales derivan en el
comportamiento de las fases. Se debe tener en cuenta que tanto las propiedades
del gas, como las del líquido actúan dentro del separador, y actúan en forma
directa sobre el diseño del separador. Por, lo es de gran importancia haber
realizado un diseño correcto y adecuado del cilindro separador, de tal forma que el
proceso sea de alta eficiencia.
i.- También es muy importante tener en cuenta las propiedades del fluido, que se
va a separar, se debe conocer, por ejemplo: las tasas máximas y mínimas de las
fases, la temperatura y presión de operación, la densidad, viscosidad, índice de

38
corrosión; la presión de diseño ;el número de fases que se manejaran en el
proceso de separación, el contenido y tipo de impurezas que contenga en fluido a
separar, la tendencia del fluido a la formación de espuma y el impacto de esta en
la corriente aguas arriba; el efecto de la velocidad de erosión; las variaciones que
pueda tener en algún intervalo de tiempo la tasa de alimentación, para que pueda
ser el factor determinante en la eficiencia del proceso de separación.
Antes de comenzar el diseño de un separador es preciso tener muy en claro, el
uso que se le dará al recipiente, esto es muy importante, ya que de ello dependerá
la eficiencia del proceso de separación. La verdad es que el uso que se le dará al
separador es determinante, en cuanto al diseño y las dimensiones que tendrá en
recipiente. En la actualidad se utilizan mucho los modelos de simulación para el
diseño de los separadores. También es muy importante tener en cuenta, que el
comportamiento de una gota de fluido en estado líquido, estará en función del tipo
de separador a utiliza. Es decir, que una gota líquida en un separador de posición
vertical tendrá un comportamiento diferente, que sí el separador fuera de posición
horizontal.
En el separador vertical, la resultante de la sumatoria de las fuerzas poseen una
dirección vertical, mientras que en un separador horizontal la resultante de las
fuerza tendrá una dirección inclinada. Esta diferencia, trae como consecuencia
que la velocidad del gas en un separador horizontal alcance valores mayores, que
los se obtendrían en un separador vertical, es por ello que el parámetro velocidad
hay que tenerlo bien en cuenta para el diseño.
Parámetros que Intervienen en el Diseño de los Separadores. Para que el
proceso de separación y, además impedir problemas de operación aguas abajo
del separador, dentro del separador se incluyan ciertos aparatos, los cuales serán
conocidos genéricamente como “Internos”, entre los más conocidos se tiene
a.- Deflectores. Estos dispositivos internos adosados a las boquillas de entrada,
se emplean para producir un cambio en la cantidad de movimiento o de dirección
del flujo de la corriente de entrada, y así producir la primera separación mecánica
de las fases. Además de generar, un patrón de flujo dentro de recipiente que
facilite la separación final de las fases, reduciendo con ello el tamaño de la
boquilla de entrada, y en cierta medida, las dimensiones del separador a diseñar,
los cuales son de importancia sobre todo para controlar la velocidad de ingreso al
separador
b.- Eliminadores de Niebla. Estos son aditivos que se colocan para eliminar
pequeñas gotas de líquido que no pueden ser separadas por la simple acción de
la gravedad.
c.- Rompe Vórtice Estos utensilios están adosados internamente a las boquillas
de líquido y su función es evitar el arrastre de burbujas de vapor, en la corriente
que dejar el separador. El arrastre es toda porción de sólidos y/o líquidos

39
presentes en al tubería de gas. El arrastre es un fenómeno complejo donde la gran
cantidad de variables que entran al juego.
En la actualidad el diseño de los separadores se maneja a través de los modelos
de simulación, pero de todas maneras, se debe tener en cuenta en forma teórica,
cuales son los parámetros que intervienen en el diseño, esto es fundamental,
sobre todo para poder cotejar los valores obtenidos con el simulador.
d.- Composición del fluido que se va a separar. La mayoría de los diseñadores
no analiza en fluido antes del diseño, sino que simplemente parte de un
determinado volumen, sin embargo para un correcto diseño se debe manejar en
forma clara el concepto de equilibrio de fases, separación instantánea, ya que será
la única manera, en que se pueda manejar la cantidad de líquido y gas a separar
bajo las condiciones de presión y temperatura de operación.
e.- Presión y Temperatura de operación. Estos son parámetros de gran
importancia de manejar en el diseño de los separadores, ya que afectan la
operatividad del separador, además que influyen en forma directa en la mayoría
de los otros parámetros, que definen la eficiencia del proceso de separación.
f.- Determinación del Factor de Compresibilidad La importancia de este
parámetro se ha analizado bastante en estos apuntes, luego el diseñador deberá
buscar la manera más precisa y exacta de obtener el valor del parámetro (Z), para
los cálculos de diseño del separador, de tal forma que tenga una mayor precisión,
en cuanto a los valores del Factor de Compresibilidad, que tiene una gran
influencia el diseño del separador El factor de compresibilidad se puede
determinar, por alguno de los métodos clasificados en este texto, si se utilizan
métodos computacionales, las ecuaciones cúbicas son las más utilizadas.
En el cuadro 2 se presentan los parámetros de Entrada Adoptados a las
Normas PDVSA, para el diseño de separadores
Cuadro 2 Parámetros Adoptados a la Norma PDVSA
Caudal de Petróleo (QO), MBND
Caudal de Gas (QG), MMPCND
Presión de Operación (POP), laca
Temperatura de Operación (TOP), °F
Gravedad Especifica del Gas gG), Adimensional.
Gravedad API (API), Grados
Factor de Compresibilidad (Z),Adimensional
Tiempo de Retención (tr), min
Constante de los Gases (R), lpca*pie3
/ lbmol*R
Los parámetros mostrados en el cuadro 2 son los utilizados por PDVSA para el
Diseño de Separadores Horizontales y Verticales Gas-Petróleo, adopta de las
Normas API y GPSA, necesarios para poder obtener a través de formulas los
parámetros a calcular e inicial el diseño de acuerdo al procedimiento establecido

40
por la Norma PDVSA para el Diseño de Separadores Horizontales y verticales
Gas-Petróleo. Cada uno de estos parámetros es esencial para el diseño y pueden
ser suministrados por la empresa, a través de mediciones con equipos
especializados; o calculados a través de correlaciones, bajo las unidades
mencionadas.
Cada uno de estos parámetros depende uno del otro, es por ello que sus cálculos
deben ser precisos y exactos, para poder lograr un diseño eficiente, capaz de
cumplir con estándares de operacionalidad del mismo y con las exigencias de la
empresa, garantizando así resultados confiables. En cuanto a los criterios para el
diseño, la Norma PDVSA establece una serie de especificaciones, que la empresa
considero de acuerdo a sus necesidades. Toda esta información es de gran
importancia para lograr un diseño eficiente, que cumpla con estándares de
operacionalidad estable del proceso manteniendo la seguridad del mismo y a su
vez con los requerimientos exigidos por la industria y por el mercado petrolero,
garantizando resultados confiables.
Especificaciones de los Parámetros Necesarios para el Diseño de
Separadores Gas- Petróleo Una vez seleccionada la Norma de PDVSA para el
Diseño de Separadores Horizontales y Verticales Gas-Petróleo, se especifico toda
la metodología necesaria para llevar a cabo el diseño; la cual indica los
parámetros de entrada, los parámetros a calcular y diferentes criterios de diseño.
En el caso de los parámetros de entrada, los mismos se presentan en el Cuadro3.
Cuadro 3 Parámetros de Entrada para el diseño de Separadores
Norma PDVSA Unidades Rangos o Limites
Caudal de Petróleo (QO) MBNPD 1500– 250.000
Caudal de Gas (QG) MMPCND 1.5x106
-900x106
Presión de Operación (POP) lpca 25-1.500
Temperatura de Operación
(TOP) °F
200-100
Gravedad Especifica del Gas
(gG) Adimensional
0,10-1,2
Gravedad API (°API) Grados 24-40
Factor de Compresibilidad (Z) Adimensional 0,25-0,98
Tiempo de Retención (tr) Min 1,5-5
Constante de los Gases (R) lpca*pie3
/ lbmol*°R 10,73
Los rangos de trabajo de cada uno de los parámetros fueron establecidos en base
a las condiciones operacionales del área de trabajo de la empresa; cuyos datos
fueron suministrados a la empresa por el cliente. Muchos de estos datos
pueden ser obtenidos a través de mediciones con equipos especializados o través
de correlaciones, por ejemplo el factor de compresibilidad puede ser obtenido de
estas dos formas, la primera a través de pruebas experimentales y la segunda a

41
partir de correlaciones El tiempo de retención es un parámetro que depende de la
gravedad API. En el Cuadro 4 se presentan los valores utilizados en el diseño
Cuadro 4. Tiempo de Retención.
Gravedad API Tiempo de Retención (tr)
Entre 25 y 40 3 min
>=40 1,5 min
<25 5 min
La constante de los gases (R), es empírica, cuyo valor depende del sistema de
unidades que se utilice, para el caso del Sistema británico de Unidades es
)
(
)
(
)
(
)
(
73
,
10
3
R
x
lbmol
pie
x
lpca
R
Diseño de Separadores Gas- Líquido Estos separadores fundamentalmente, se
diseñan para operar a alta velocidad, proceso que ocurre fundamentalmente por la
diferencia de densidad entre el líquido y gas. En estos separadores Una gota de
líquido esta sometida a tres fuerzas. La de Gravedad, La de Flotación, y La de
Empuje de Gas. La suma de las tres fuerzas, da como resultado una fuerza
resultante del proceso de separación .Cuando la fuerza dominante es la fuerza de
gravedad, se obtiene un asentamiento por gravedad. En este caso la velocidad de
asentamiento ( t ) del fluido se obtiene a través de la siguiente ecuación
G
G
L
P
t
C
x
xgxD
3
)
(
4
(6)
En donde:( t)=velocidad final de una partícula de diámetro. La unidad de este
parámetro dependerá del sistema de unidad, en el que estén los parámetros de la
ecuación; si se trabaja en el Sistema Británico de Unidades, la velocidad tendrá
las unidades de (pie/s). La velocidad indicará si el proceso es controlado por la
fuerza gravitacional en (pie/s) ;(g)= aceleración de gravedad en (pie /s2
); (DP)=
diámetro de una partícula en (pie) ;( L)= densidad de la fase líquida en (lb/PC);
( G)= densidad del gas fluyente en (lb/PC) y (C')= Coeficiente de dragado total, el
cual es adimensional.
Para partículas que tengan un tamaño entre (1000-100000 micrones) el
asentamiento por gravedad se puede describir mediante la ley de Newton:, la cual
tiene para un Número de Reynolds entre (500-200000).Cuando las partículas son
muy pequeñas, tal como ocurre con la neblina, en donde se hace imposible el
asentamiento por gravedad. En este caso las partículas pueden coalescer y formar

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partículas de mayor diámetro, lo que provoca un asentamiento directo por
gravedad, y la fórmula es.
G
G
L
P
t
gxD )
(
74
,
1 (7)
En la industria existen equipos, que se les denomina Extractores de Neblina, los
cuales fuerzan al gas a seguir senderos tortuosos. La cantidad de movimiento de
las partículas permite el choque entre ellas o que choquen con el equipo de
coalescencia. En consecuencia se forman gotas más grandes, y las partículas de
mayor tamaño se asientan por gravedad. Lo que indica, que las moléculas de
menor tamaño, y que no pueden ser separadas por gravedad, en el proceso de
coalescencia se unen entre sí, y formar moléculas de mayor tamaño, y por lo tanto
adquieren la posibilidad de ser separadas por gravedad. El fluido al entrar en él
Separador, y el gas debe de reducir su velocidad en forma abrupta, con lo que
permite el inicio del proceso de separación Gas- Petróleo, de un modo efectivo.
Luego las fuerzas de gravedad realizan el proceso de separación. Aquí las gotas
del líquido bajan, mientras que las gotas del gas suben.
Dispositivos Utilizados en el Diseño de Separadores Gas- Líquido: En la
mayoría de los separadores gas- líquido se utilizan dispositivos con el objetivo de
producir cambios en. En la Cantidad de Movimiento, en la Dirección de los Fluidos,
y en su Aceleración. Para esto se toma en cuenta que los fluidos con diferente
densidad deben poseer diferente cantidad de movimiento, y con ello se logra una
separación entre ambas fases. En el separador gas- líquido el cambio de cantidad
de movimiento se aplica como una primera etapa de separación. Es de hacer
notar que los equipos Extractores de Neblina, el Cambio en la Cantidad de
movimiento son un factor importante para lograr la coalescencia de las partículas
líquidas entrampadas en el gas.
Existen ocasiones, en donde la aceleración en el proceso de separación gas-
petróleo, ocurre por las fuerzas centrífugas. En este caso el flujo es diferente al de
un separador gas líquido convencional. Estos separadores, por lo general son
cilíndricos y/o verticales, los cuales dependen de la acción de la fuerza centrífuga
para que se produzca la separación. Aquí la corriente de entrada se dirige de tal
manera que fluye alrededor de la pared en un movimiento espiral. El líquido más
pesado se mueve hacia la pared, luego cae por la pared al fondo. El gas se mueve
en la parte central del separador y fluye hacia arriba por donde sale.
Secciones de un Separador Bifásico: En general se puede señalar que un
separador bifásico (Gas- Líquido) tiene 2 secciones básicas (la sección superior y
la sección inferior). En la superior, el gas fluye hacia arriba, a través del separador
y del extractor de niebla, y las gotas del líquido caen en la fase líquida. La sección
inferior permite que las burbujas de gas en el líquido emerjan y pasen a la fase de
gas. Un recipiente de tamaño adecuado tendrá un espacio apropiado en cada
sección, para permitir que estas funciones se lleven a cabo con una máxima

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