Este documento describe un separador bifásico horizontal, el cual separa los fluidos del pozo en gas y líquido. Funciona mediante la gravedad, permitiendo que el líquido caiga al fondo mientras el gas se eleva hacia la parte superior. Se compone de cuatro etapas: 1) separación inicial, 2) decantación del líquido, 3) extracción de neblina del gas, y 4) segregación final de los fluidos. Se usa principalmente cuando el caudal líquido es alto.

1. 1

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE VILLAHERMOSA
TEMA:
“SEPARADOR BIFÁSICO HORIZONTAL”
INTEGRANTES:
KENIA KRISTHELL OLÁN PÉREZ.
MATERIA:
CONDUCCIÓN Y MANEJO DE HIDROCARBUROS.
DOCENTE:
MARIA DE LOS ÁNGELES RODRÍGUEZ LEÓN.
PROGRAMA EDUCATIVO:
LICENCIATURA EN INGENIERÍA PETROLERA.

3. 3
INTRODUCCIÓN
Todos los que son petroleros deben saber manejar el hidrocarburo en todas sus
etapas, desde el momento que sale del subsuelo hasta cuando ya está listo para
su distribución y venta, o al menos debemos de saber una idea de que es lo que
pasa en cada una de esas áreas para que estar en la misma sintonía todo el equipo
que trabaja en un fin en común. Una vez extraído el hidrocarburo de nuestro
yacimiento y llevado a la superficie a nosotros nos llega con muchas impurezas
y hecho toda una mezcla entre agua, crudo, gas, sedimentos, etc. para nosotros
llegar a ese fin en común que queremos debemos de someter a diferentes
procesos nuestro hidrocarburo es ahí en donde entra una palabra muy
importante “separar” nosotros apenas llega el hidrocarburo a nuestra planta de
procesamiento es redireccionado a un separador, dependiendo de qué es lo que
nosotros queramos obtener y de las especificaciones del diseñista es que se le
da paso a un separador bifásico es decir que separa líquidos de los gaseosos o a
un separador trifásico que separa aceite, gas y agua, en ambos casos podemos
llegar a encontrarlos de manera horizontal y vertical.
A continuación dentro de ésta información nos adentramos en el separador
horizontal bifásico, los cuales se tocarán puntos de importancia tales como: el
saber qué es, para qué funciona, cuándo usarlo, cómo es su mecanismo de
separación y los equipos o instrumentos de seguridad que se usan para
salvaguardar nuestra integridad al momento de trabajar con estos equipos de
gran volumen.
Y más importante aún conocer sus principios de operación, métodos de diseño,
separación en etapas y finalmente el sistema de seguridad.

4. 4
ÍNDICE
Introducción.......................................................................................3
¿Qué es un separador?........................................................................5
¿Por qué se llama así?.........................................................................5
Funcionamiento General....................................................................7
Funcionamiento específico .................................................................7
¿Que separa el separador bifásico horizontal?....................................9
Principio de separación.......................................................................9
Etapas de separación........................................................................11
En qué momento se usa este separador.............................................12
Mecanismos de seguridad .................................................................13
Sistemas de alarmas..........................................................................15
Instrumentos de control ...................................................................16
Conclusiones.....................................................................................17
Bibliografía ......................................................................................18

5. 5
Recipiente cilíndrico o
esférico que se utiliza
para separar petróleo,
gas y agua del flujo total
de fluido producido por
un pozo. Los separadores
pueden ser horizontales o
verticales. Se pueden
clasificar en separadores
bifásicos y trifásicos
(comúnmente llamados
separadores de agua
libre). El tipo bifásico sólo
trata petróleo y gas,
mientras que el trifásico
trata petróleo, agua y gas.
• Contenedor que separa los
fluidos del pozo en gas y
líquido total.
SEPARADOR
BIFÁSICO
• Contenedor que separa los
fluidos del pozo en gas y
líquido total.
SEPARADOR
TRIFÁSICO
• Se clasifican e horizontal y
vertical únicamente (de qué
forma están acomodados).
TIPO DE
ORIENTACIÓN:
¿POR QUÉ SE LE LLAMA ASÍ?
Debido a que son dispositivos de
almacenamiento y tratamiento que
físicamente se encuentran a 90° en la
superficie en la cual se encuentran
instalados; su disposición geométrica
y mecánica es por diseño en posición
horizontal para su funcionamiento.

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Así mismo son bifásicos porque trabajan de forma cilíndrica o esférica para
separar petróleo y gas del flujo total de fluido producido por un pozo. Los
separadores pueden ser horizontales o verticales. Se pueden clasificar en
separadores bifásicos y trifásicos (comúnmente llamados separadores de agua
libre). El tipo bifásico sólo trata petróleo y gas, mientras que el trifásico trata
petróleo, agua y gas.
La segregación gravitacional es la más importante que ocurre durante la
separación, lo que significa que el fluido más pesado se decanta en el
fondo y el fluido más liviano se eleva hacia la superficie.
Asimismo, dentro del recipiente, el grado de separación entre el gas y el
líquido dependerá de la presión operativa del separador, el tiempo de
residencia de la mezcla de fluido y el tipo de flujo del fluido. El flujo
turbulento permite que escapen más burbujas que el flujo laminar.
1-.
Además, los separadores se pueden clasificar según su presión
operativa. Las unidades de baja presión manejan presiones de
10 a 180 psi [69 a 1241 kPa].
2-.
Los separadores de media presión operan de 230 a 700 psi
[1586 a 4826 kPa]. Las unidades de alta presión manejan
presiones de 975 a 1500 psi [6722 a 10.342 kPa].

7. 7
GENERAL
La separación de la producción
comienza cuando los flujos del pozo
ingresan de forma horizontal a un
recipiente y golpean una serie de
placas perpendiculares.
Esto hace que el líquido caiga al
fondo del recipiente, mientras que el
gas se eleva hacia la parte superior.
La gravedad separa los líquidos en
petróleo y agua. Las fases de gas,
petróleo y agua se miden
individualmente a medida que salen
de la unidad, a través de líneas de
flujo de salida separadas. Los
medidores mecánicos miden los
fluidos; un medidor de orificio mide el
gas. Ambos dispositivos requieren
recalibración periódica.
El fluido entra en el separador y se contacta con
un desviador de ingreso, causando un cambio
repentino en el impulso y la separación bruta
inicial de líquido yvapor.
La gravedad causa que gotas de líquido caigan
de la corriente de gas al fondo del recipiente de
recolección. Esta sección de recolección de
líquido provee el tiempo de retención necesario
para que el gas arrastrado evolucione del
petróleo y suba al espacio de vapor. También
provee volumen de oleada, si fuese necesario,
para manejar los sobrepesos intermitentes de
líquido.
Luego el líquido sale del recipiente mediante
una válvula de descarga de líquidos, que es
regulada por un controlador de nivel. El
controlador de nivel siente cambios en el nivel
del líquido y controla la válvula de descarga. El
gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego
horizontalmente por medio de la sección de
asentamiento de gravedad sobre el líquido.
ESPECÍFICO

8. 8
Mientras el gas fluye por esta sección, gotas pequeñas de líquido que no
fueron separadas por el desviador de ingreso son separadas por la gravedad
y caen a la interfaz de gas - líquidos. Algunas gotas son de un diámetro
tan pequeño que no son fácilmente separadas en la sección de asentamiento
de gravedad. Por lo tanto, antes que el gas salga del recipiente, pasa por
una sección de fundición, o un extractor de neblina. Esta sección emplea
aletas, malla de alambre, o placas para fundir y remover las gotas muy
pequeñas.
Un controlador abre y cierra la válvula de control de presión en la salida de
gas para mantener la presión deseada en el recipiente. Normalmente, los
separadores horizontales se operan llenados solamente hasta la mitad con
líquidos para maximizar el área de interfaz de gas – líquidos.

9. 9
Como lo dice su nombre, este contenedor separa en dos los fluidos del pozo
los cuales son en gas y líquido, donde el líquido (petróleo, emulsión) sale del
recipiente por el fondo a través de una válvula de control de nivel o de
descarga y el gas sale por la parte superior del recipiente y pasa a través de
un extractor de niebla para retirar las pequeñas gotas de líquido del gas.
Siendo que el fluido más pesado se decanta en el fondo (la emulsión) y el fluido
más liviano se eleva hacia la superficie (el gas). Asimismo, dentro del
recipiente, el grado de separación entre el gas y el líquido dependerá de la
presión operativa del separador, el tiempo de residencia de la mezcla de fluido
y el tipo de flujo del fluido.

10. 10
PRINCIPO DE OPERACIÓN
Las fuerzas de gravedad dominan el proceso de separación. Las gotas de
líquido están bajo la influencia de varias fuerzas, siendo las principales: las
fuerzas de gravedad y las originadas por el movimiento del gas.
La velocidad del gas debe ser menor a la velocidad crítica, las fuerzas
dominantes son las originadas por el movimiento del gas. Por lo tanto, cuando se
diseña esta sección es necesario tratar de obtener una velocidad menor que la
crítica. Esto, con el fin de lograr que las fuerzas de gravedad hagan caer las gotas
y no sean arrastradas por el gas.
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 realizar la separación física de vapor, líquidos o sólidos son: el
momentum o cantidad de movimiento, la fuerza de gravedad y la coalescencia.
Toda separación puede emplear uno o más de estos principios, pero siempre las
fases de los fluidos deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que
ocurra la separación.
Momentum
(Cantidad de
Movimiento)
• Fluidos con diferentes densidades tienen diferentes momentum. Si una
corriente de dos fases se cambia bruscamente de dirección, el fuerte
momentum o la gran velocidad adquirida por las fases, no permiten que las
partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase
liviana, este fenómeno provoca la separación.
Fuerza de
Gravedad
• Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, cuando la fuerza
gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la fuerza de
arrastre del fluido de gas sobre la gota. Estas fuerzas definen la velocidad
terminal, la cual matemáticamente se presenta usando la Ec.
Coalescencia
• Las gotas muy pequeñas no pueden ser separadas por gravedad. Estas gotas
se unen por medio del fenómeno de coalescencia, para formar gotas
mayores, las cuales se acercan lo suficientemente como para superar las
tensiones superficiales individuales y poder de esta forma separarse por
gravedad.
Velocidad Terminal:

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1.- Sección Primaria:
La corriente de fluidos que entra al separador proviene a alta velocidad, lo que ocasiona
una turbulencia entre la fase gaseosa y la fase líquida. Debido a esto, se debe disipar el
gran impulso que posee la corriente de fluidos a la entrada del separador. Para reducir
el impulso y disminuir la turbulencia se puede utilizar una placa desviadora o cualquier
otra técnica la cual induzca una fuerza centrífuga al flujo con la cual se separen
volúmenes de líquido del gas.
2.- Sección Secundaria:
El principio más importante de la separación en esta sección es la decantación del
líquido por gravedad desde la corriente de gas, una vez reducida su velocidad. La
eficiencia en esta sección depende de las propiedades del gas y del líquido, del tamaño
de las partículas y del grado de turbulencia del gas. El grado de turbulencia debe ser
reducido al mínimo, éste se mide por medio del número de Reynolds, algunos diseños
incluyen desviadores internos para reducir la turbulencia y disipar la espuma. Los
desviadores pueden actuar también como colectores de gotas.
3.- Sección de Extracción de Neblina:
Aquí se separan las minúsculas partículas del líquido que aún contiene el gas, 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 se separan de la corriente de gas en forma de grandes gotas (coalescencia), que
luego caen a la zona de recepción de líquido.
4.- Segregación Final:
En esta etapa se procede a descargar los diferentes fluidos, gas libre de líquido y líquido
libre de gas, a las condiciones de operación establecidas evitando la reagrupación de las
partículas de las distintas fases y la formación de espuma. Para que esto ocurra es
necesario un tiempo mínimo de retención de líquido y un volumen mínimo de
alimentación. Puede colocarse un rompe vórtices sobre la(s) boquilla(s) de salida del
líquido para prevenir el arrastre de gas o petróleo por el líquido residual.
ETAPAS DE
SEPARACIÓN
1.- Sección
Primaria
2.- Sección
Secundaria
3.- Sección de
Extracción de
Neblina
4.- Segregación
Final

12. 12
El uso de este separador inicia cuando el
fluido entra al separador y choca con el
deflector interno causando la separación, a
esto se le llama separación inicial del
líquido y vapor, la fuerza de gravedad
causa que el líquido se vaya hacia el fondo
y el gas vaya hacia el domo del recipiente.
La recolección de líquido en el fondo
provee un tiempo de retención del cual
ayuda a que los gases y líquidos
encuentren el equilibrio a una presión.
Este tipo de separadores se utilizan cuando el
caudal del líquido es muy fuerte, de lo contrario
podría usarse un separador bifásico vertical.
 1-.Hacer una primera separación de fases entre los hidrocarburos
de la mezcla.
 2. 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.
 3. Liberar parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la
líquida.
 4. 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.

13. 13
En caso de un mal funcionamiento del separador donde la presión se eleve a niveles
peligrosos, estos dispositivos proporcionan un venteo de emergencia a la atmosfera.
Para prevenir este tipo de fallas el separador se diseña con dos puntos débiles, una
válvula de venteo y un disco de ruptura, estos dispositivos son activados en caso de
sobre presión.
De igual forma otros elementos importantes son los manómetros, termómetros y
visores de nivel los cuales son indicadores numéricos en el equipo.
VÁLVULA DE VENTEO
O DE SEGURIDAD
La válvula de alivio está ubicada
en la parte superior del separador.
Su salida es conectada a la línea de
salida de gas, aguas debajo de la
válvula de control automático.
Cuando la válvula de venteo se
abre, el gas es expulsado.
Son unos dispositivos de alivio de
presión sin cierre repetido del
mecanismo, accionados por
diferencia de presión entre el
interior y exterior y diseñados para
funcionar por estallido o venteo de
un disco.
DISCO DE RUPTURA

14. 14
Las condiciones del disco de ruptura que deciden la instalación de discos de
ruptura en vez de válvulas de seguridad son:
1) Un aumento rápido de la presión.
2) La existencia de fluidos tóxicos cuyo escape por una válvula de
seguridad no está permitido.
3) Fluidos corrosivos que pueden causar un deterioro progresivo de las
válvulas de seguridad.
4) Fluidos que pueden depositar sólidos o gomas que interfieran el buen
funcionamiento de las válvulas de seguridad.
Las principales ventajas de los discos de ruptura son que estos dispositivos
aíslan completamente el fluido del lado externo de descarga y que son más
económicos en su compra y mantenimiento.
En contrapartida sus inconvenientes principales son la imposibilidad de nuevo
cierre y la necesidad de detención del proceso en caso de ruptura, para la
reposición de uno nuevo. Este último se supera combinando un disco de ruptura
con una válvula de seguridad o instalando dos discos de ruptura en paralelo.
Está ubicada agua debajo de la válvula
de venteo.
Esta solo permite el flujo en un sentido,
y en este caso evita que el separador
tenga lugar a contrapresiones que
podrían presentarse en la línea de
salida de gas.
VÁLVULA CHECK

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•Se presenta cuando el nivel de crudo activa el
flotador interno de la vasija, el cual viene a ser
empujado por este hacia arriba. Se da esta
condición de seguridad con el fin de evitar un
atascamiento de la vasija, que ocasionaría salida de
crudo.
LSH (Level Switch High)
interruptor de alto nivel.
•Se presenta cuando el nivel de crudo se ubica por
debajo de flotador de bajo nivel, permitiendo la
acción de la fuerza de gravedad sobre este
instrumento; en la mayoría de los casos, se presenta
por escaso volumen de crudo manejado por el
separador, periodos de tiempo prolongado sin
recibir carga.
LSL (Level Switch Low)
interruptor de bajo nivel.
•Se presenta esta condición, cuando la presión del
equipo supera la tensión ejercida por el resorte de
ajuste de calibración del instrumento, esta seguridad
previene el disparo de la válvula de seguridad
garantizando presiones de operación aptas bajo las
condiciones del diseño del equipo.
PSH (Presure Switch High)
interruptor por alta presión.
SISTEMAS DE ALARMAS
1. LSH (Level Switch High)
interruptor de alto nivel.
2. LSL (Level Switch Low)
interruptor de bajo nivel.
3. PSH (Presure Switch
High) interruptor por alta
presión.
La activación de algunos de los tres
switch descritos provocan el cierre
del separador, alarma sonora y
visualización del problema en el
respectivo panel.
En algunos casos la activación de la
alarma del separador puede
ocasionar el cierre de otro equipo.

16. 16
CONTROL DE PRESIÓN
El método más común de controlar la presión es con un controlador de presión que usa una
válvula de control para reaccionar automáticamente a cualquier variación en la presión del
separador.
Cuando la presión cae, el controlador cierra la válvula y cuando la presión aumenta, el
controlador abre la válvula.
CONTROL DE NIVEL DE ACEITE
El nivel de líquido gas dentro del separador debe ser mantenido constante para mantener
unas condiciones estables de separación.
Una variación en este nivel cambia el volumen de gas y liquido en el separador, lo cual
a su vez afecta la velocidad y el tiempo de retención de los dos fluidos

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En base a todo lo anteriormente mencionado podemos constatar que en sí
los separadores bifásicos horizontales separan en una mezcla los líquidos
de los gases, se forma horizontal ayuda cuando nuestro hidrocarburo tiene
mayor concentración de líquido que de gas.
Su separación por etapas ayuda a tener una óptima separación de
hidrocarburos al poner importancia incluso en la “neblina,” su principio
de separación inicialmente es por la placa de choque con la que se topa el
hidrocarburo al introducirse al separador.
A pesar de decir que la gravedad es la principal forma de separación,
nosotros de manera personas descartamos un poco esto en este tipo de
separador en específico ya que la gravedad con el paso del tiempo lo que
separa principalmente seria (por densidades) el agua del aceite y en ese
caso ya estaríamos hablando de un separador trifásico. De igual forma, los
instrumentos de seguridad con los que cuenta nos ayudan a tener un mejor
control del mismo, ya que prácticamente es una bomba al ser una cámara
serrada que maneja presiones sumamente altas.

18. 18
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 Separador bifásico - Schlumberger Oilfield Glossary. Glossary.oilfield.slb.com.
(2020). Consultada el 8 Julio del 2020, desde
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/t/twophase_separator.aspx#:~:t
ext=Contenedor%20que%20separa%20los%20fl
uidos,ser%20horizontal%2C%20vertical%20o%20esf%C3%A9rico.&text=El
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