Medición de interfase en Separadores con medidores Radiométricos

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Por Alfredo Sánchez, Gamma Prod. Manager en Endress+Hauser

El crudo que viene de los pozos de petróleo, y llega a la estación a través del manifold de entrada, está generalmente compuesto por tres fases:

  • Una emulsión de petróleo y agua
  • Agua libre
  • Gas

En algunos casos, toda la producción de los pozos que arriban al manifold, se envía a un Separador General, donde se separan gas y líquido. El gas se envía a un sistema de deshidratación y endulzamiento si es necesario, para luego ser inyectado a la red de gasoducto, o ser utilizado en la misma estación como gas de servicio. El líquido (agua-petróleo) se almacena en tanques, y luego se inyecta en oleoductos mediante bombas y calentamiento. En las estaciones puede llevarse a cabo una primera separación agua – petróleo, en donde los líquidos provenientes del Separador General se envían al Tanque Cortador. En este, se realiza la separación entre el petróleo y el agua. Cada fase líquida se almacena y bombea a su respectivo destino final. Otra opción, para la separación de las fases, es utilizar un único equipo: un Free Water Knock Out (FWKO). Este es un separador horizontal diseñado a presión, en el cual se separan gas, agua y petróleo.

El separador es un recipiente horizontal al cual ingresa el fluido proveniente de los pozos. Este fluido está compuesto por gas, petróleo y agua, que se separan en el equipo por gravedad.

El agua es la fase más pesada y se acumula en el fondo, el petróleo queda por encima del agua y desborda por el bafle, mientras que el gas se retira por la parte superior.

En la realidad, todo entra al separador emulsionado, y el separador debe estar calculado para poder ir haciendo la separación. La separación de las fases depende de diversos factores como:

  1. Tiempo de residencia en el equipo.
  2. Densidad y viscosidad de los fluidos, que a su vez dependen fuertemente de la:
    1. Temperatura de operación.
    1. Distribución de los tamaños de gotas de agua y petróleo en la entrada del equipo
    1. Velocidad del gas en el equipo.
    1. Presión de operación

Dependiendo las condiciones de operación, se pueden usar diferentes tecnologías para medir la interfase del separador. Siendo la medición más robusta con medidores radiométricos.

Principio de medición radiométrico

Se basa en el principio de absorción de la radiación. Cuando un haz atraviesa un material, mientras más denso sea este material, mayor será la atenuación. Por lo tanto, si ponemos una fuente radiactiva y un sensor, se podrá monitorear la densidad.

Usando este mismo principio, se puede hacer una pequeña modificación para ingresar la fuente, a través de un radiopozo, para poder hacer la medición en tanques de diámetro grande. Ya que el haz no deberá atravesar más de un metro por el líquido.

Así también, se puede separar en rangos más pequeños para tener el perfil de densidades a lo largo del rango de medición. O solo se puede incorporar la medición de interfase de lodo-agua al fondo del separador

Conclusiones

Dependiendo de las características del crudo, como su grado API, y las del pozo de donde se extrae, son distintas las características requeridas del separador. Sin embargo, aunque los retos pueden ser más o menos demandantes, siempre es un problema obtener una separación al 100% de agua y crudo. Los retos son mucho, y hay muchas cosas a considerar, como los flujos internos en el separador, los efectos de corrosión, etc. Una forma de conocer lo que ocurre dentro, de una mejor manera, para poder controlar mejor y logar una mayor separación, es monitorear lo más detallado posible los niveles de arena, emulsiones, agua, crudo y gas. Esto ha llevado a diseñar diferentes soluciones con diferentes tecnologías. Sin embargo con Gamma el mayor detalle en las aplicaciones más complejas y es libre de mantenimiento.

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