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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO 
 
FACULTAD DE QUÍMICA 
 
 
 
 
“ANÁLISIS DE TECNOLOGÍAS DE SEPARACIÓN PARA UNA 
CORRIENTE GAS-LÍQUIDO EXTRAÍDA DE POZOS 
PRODUCTORES DE HIDROCARBUROS” 
 
 
 
 
T E S I S 
 
 
 
 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE 
 
INGENIERO QUÍMICO 
 
 
 
 
PRESENTA 
 
CRISTIAN AUGUSTO CARBAJAL CARBAJAL 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MÉXICO, DF 2014 
 
UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
Tesis Digitales 
Restricciones de uso 
 
DERECHOS RESERVADOS © 
PROHIBIDA SU REPRODUCCIÓN TOTAL O PARCIAL 
 
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respectivo titular de los Derechos de Autor. 
 
 
 
 
 
JURADO ASIGNADO: 
 
PRESIDENTE: Profesor: ISAÍAS ALEJANDRO ANAYA Y DURAND 
VOCAL: Profesor: ANTONIO VALIENTE BARDERAS 
SECRETARIO: Profesor: LETICIA LOZANO RÍOS 
1er. SUPLENTE: Profesor: EZEQUIEL MILLÁN VELASCO 
2° SUPLENTE: Profesor: NÉSTOR NOÉ LÓPEZ CASTILLO 
 
 
 
 
 
SITIO DONDE SE DESARROLLÓ EL TEMA: 
FACULTAD DE QUÍMICA, UNAM. 
 
 
 
 
 
 
ASESOR DEL TEMA: ______________________________________ 
 M. EN. I. ISAÍAS ALEJANDRO ANAYA Y DURAND 
 
 
 
SUSTENTANTE: ______________________________________ 
 CRISTIAN AUGUSTO CARBAJAL CARBAJAL 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“Dicen que nadie posee tanto algo como aquel que lo sueña. Dicen que sólo los sueños 
y los deseos son lo verdadero que tenemos”. Sara Sefchovich 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANÁLISIS DE TECNOLOGÍAS DE SEPARACIÓN PARA UNA CORRIENTE GAS-LÍQUIDO 
EXTRAÍDA DE POZOS PRODUCTORES DE HIDROCARBUROS. 
 
SUSTENTANTE: Cristian Augusto Carbajal Carbajal 
 
 
ASESOR 
M. I. ISAÍAS ALEJANDRO ANAYA Y DURAND 
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CONTENIDO 
Objetivo General ......................................................................................................... 1 
Objetivos Particulares ................................................................................................. 1 
Resumen ..................................................................................................................... 1 
 Introducción............................................................................................................. 3 1.
 Generalidades ......................................................................................................... 6 2.
 Clasificación de Separadores ........................................................................... 6 2.1
 Según su Función .................................................................................. 6 2.1.1
 Según su Forma ..................................................................................... 7 2.1.2
 Según su Presión de Operación .......................................................... 11 2.1.3
 Partes de un Separador .................................................................................. 11 2.2
 Dispositivos Internos de un Separador ........................................................... 14 2.3
 Placas Deflectoras ............................................................................... 14 2.3.1
 Extractores de Niebla ........................................................................... 15 2.3.2
 Rompedor de Vórtice ........................................................................... 16 2.3.3
 Placas Rompe Espumas ...................................................................... 16 2.3.4
 Placas Rompe Olas.............................................................................. 16 2.3.5
 Principios de Separación ................................................................................ 16 2.4
 Sedimentación por Gravedad ............................................................... 17 2.4.1
 Fuerza Centrífuga ................................................................................ 23 2.4.2
 Momentum y Coalescencia .................................................................. 25 2.4.3
 Factores que afectan la Eficiencia de Separación .......................................... 26 2.5
 Tamaño de Partícula de Líquido .......................................................... 26 2.5.1
 Distribución del tamaño de partículas y volumen de Líquido 2.5.2
entrante ................................................................................................ 27 
 Velocidad del Gas ................................................................................ 28 2.5.3
 Presión de Separación ......................................................................... 28 2.5.4
 Temperatura de Separación ................................................................. 29 2.5.5
 
ANÁLISIS DE TECNOLOGÍAS DE SEPARACIÓN PARA UNA CORRIENTE GAS-LÍQUIDO 
EXTRAÍDA DE POZOS PRODUCTORES DE HIDROCARBUROS. 
 
SUSTENTANTE: Cristian Augusto Carbajal Carbajal 
 
 
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 Densidades del Líquido y el Gas .......................................................... 30 2.5.6
 Viscosidad del Gas............................................................................... 31 2.5.7
 Fenomenos presentes en los Separadores .................................................... 31 2.6
 Arrastre de Líquidos ............................................................................. 31 2.6.1
 Arrastre de Gas .................................................................................... 32 2.6.2
 Formación de Espuma ......................................................................... 32 2.6.3
 Taponamiento del Eliminador de Niebla ............................................... 33 2.6.4
 Flujo de Avance ................................................................................... 33 2.6.5
Nomenclatura ........................................................................................................ 34 
 Opciones Tecnológicas ......................................................................................... 36 3.
 Separador Convencional ................................................................................ 36 3.1
 Extractor de Niebla tipo Malla .............................................................. 36 3.1.1
 Extractor de Niebla tipo Vanes ............................................................. 38 3.1.2
 Combinación de Extractores de Niebla ................................................ 41 3.1.3
 Separador Ciclónico ....................................................................................... 41 3.2
 Filtro Separador .............................................................................................. 44 3.3
 Evaluación de Tecnologias ................................................................................... 49 4.
 Descripción de la Metodología ........................................................................ 49 4.1
 Atributos a Evaluar ......................................................................................... 50 4.2
 Calificación Final ............................................................................................. 55 4.3
 Diseño del Equipo ................................................................................................. 58 5.
 Memoria de Cálculo ........................................................................................ 585.1
 Objetivo ................................................................................................ 58 5.1.1
 Bases de Diseño .................................................................................. 59 5.1.2
 Criterios de Diseño ............................................................................... 59 5.1.3
 Cálculos ............................................................................................... 59 5.1.4
 Resultados ........................................................................................... 61 5.1.5
 Ingeniería del Sistema Propuesto ......................................................................... 62 6.
 Bases de Diseño ............................................................................................. 65 6.1
 
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EXTRAÍDA DE POZOS PRODUCTORES DE HIDROCARBUROS. 
 
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 Generalidades ...................................................................................... 65 6.1.1
 Descripción del Proceso ....................................................................... 66 6.1.2
 Capacidad, Rendimiento y Flexibilidad ................................................ 68 6.1.3
 Especificación de Alimentación y Productos ........................................ 68 6.1.4
 Servicios Auxiliares .............................................................................. 70 6.1.5
 Efluentes .............................................................................................. 70 6.1.6
 Sistemas de Seguridad ........................................................................ 71 6.1.7
 Localización ......................................................................................... 71 6.1.8
 Condiciones Climatológicas ................................................................. 72 6.1.9
 Bases y Criterios de diseño de Ingeniería de Proceso ......................... 73 6.1.10
 Normas, Códigos y Especificaciones. .................................................. 77 6.1.11
 Hoja de Datos ................................................................................................. 82 6.2
 Especificación Técnica ................................................................................... 84 6.3
 General ................................................................................................ 84 6.3.1
 Requerimientos de Diseño y Construcción .......................................... 85 6.3.2
 Inspección y Pruebas ........................................................................... 95 6.3.3
 Embalaje, Carga, Transporte, Descarga y Presentación en sitio ......... 97 6.3.4
 Montaje, Instalación y Puesta en marcha ............................................. 99 6.3.5
 Capacitación ........................................................................................ 99 6.3.6
 Garantías ............................................................................................. 99 6.3.7
 Memoria de Cálculo de Válvulas de Seguridad ............................................ 101 6.4
 Objetivos ............................................................................................ 101 6.4.1
 Bases de Diseño ................................................................................ 101 6.4.2
 Criterios de Diseño ............................................................................. 101 6.4.3
 Cálculos ............................................................................................. 102 6.4.4
 Resultados ......................................................................................... 105 6.4.5
 Conclusiones ...................................................................................... 105 6.4.6
 Memoria de Cálculo para líneas de Proceso del Proyecto ........................... 107 6.5
 Objetivo .............................................................................................. 107 6.5.1
 
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 Criterios de Diseño ............................................................................. 107 6.5.2
 Cálculos ............................................................................................. 111 6.5.3
 Conclusiones ...................................................................................... 118 6.5.4
 Índice de Servicios ........................................................................................ 119 6.6
 Índice de Líneas ........................................................................................... 121 6.7
 Índice de Puntos de Interconexión ................................................................ 124 6.8
 Lista de Equipos ........................................................................................... 127 6.9
 Filosofía de Operación ................................................................................ 130 6.10
 Objetivo .............................................................................................. 130 6.10.1
 Variables de Operación y Control de proceso .................................... 130 6.10.2
 Operción Normal ................................................................................ 131 6.10.3
 Operación Anormal ............................................................................ 132 6.10.4
 Balance de Materia en la Batería De Separación Cactus I ......................... 134 6.11
 Planos y Diagramas .................................................................................... 141 6.12
 Estimado de Costo .............................................................................................. 143 7.
 Conclusiones ....................................................................................................... 147 8.
Referencias ............................................................................................................. 149 
Anexo I 
Anexo II 
Anexo III 
Anexo IV 
Anexo V 
 
 
 
 
 
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ÍNDICE DE TABLAS 
Tabla 1. Ventajas y desventajas del uso de Separadores Horizontales 
Tabla 2. Ventajas y desventajas del uso de Separadores Verticales 
Tabla 3. Ventajas y desventajas del uso de Separadores Esféricos 
Tabla 4. Rango de valores de aplicación de la Ley de Stokes 
Tabla 5. Rango de valores de aplicación de la Ley Intermedia 
Tabla 6. Rango de valores de aplicación de la Ley de Newton 
Tabla 7. Escala de Calificación de atributos 
Tabla 8. Atributos y subatributos a evaluar con porcentajes en peso 
Tabla 9. Matriz de Selección de Tecnología 
Tabla 10. Condiciones de alimentación al RVBP (FA-300) 
Tabla 11. Valores del Factor “K” 
Tabla 12. Dimensiones del RVBP (FA-300) 
Tabla 13. Documentos de la Ingeniería del RVBP FA-300 
Tabla 14. Capacidad de la Batería de Separación Cactus I 
Tabla 15. Especificación de corrientes para el sistema de Baja Presión 
Tabla 16. Condiciones Climatológicas del Sitio 
Tabla 17. Condiciones de Operación y Diseño del sistema de Baja Presión 
Tabla 18. Criterios de Diseño para líneas de Proceso 
Tabla 19. Criterios de Diseño para líneas de Desfogue 
Tabla 20. Normas Nacionales 
Tabla 21. Normas Pemex 
Tabla 22. Especificaciones Pemex 
Tabla 23. Normas InternacionalesTabla 24. Límites de Operación del RVBP (FA-300) 
Tabla 25. Dimensionamiento de las Válvulas de Seguridad PSV 345 A/B 
Tabla 26. Flujos de Diseño para líneas de Proceso 
Tabla 27. Condiciones de Operación para PSV 345 A/B del RVBP FA-300 
 
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Tabla 28. Resumen del dimensionamiento de líneas de Proceso y Desfogue 
Tabla 29. Índice de Servicios 
Tabla 30. Índice de Líneas 
Tabla 31. Índice de Puntos de Interconexión 
Tabla 32. Lista de Equipos 
Tabla 33. Balance de Materia 
Tabla 34. Tipos y Precisión de Estimados de Costo 
Tabla 35. Cálculo del Costo del Recipiente a Presión 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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ÍNDICE DE FIGURAS Y GRÁFICOS 
Fig. 1 Diagrama de Flujo de Proceso para Separación Primaria de 
Hidrocarburos 
Fig. 2 Separador Horizontal de Simple Barril 
Fig. 3 Separador Vertical 
Fig. 4 Separador Esférico 
Fig. 5 Secciones en un Separador Horizontal y Vertical. 
Fig. 6 Placas deflectoras de entrada. 
Fig. 7 Deflector de entrada tipo Ciclónico 
Fig. 8 Extractor de niebla en un Separador Vertical 
Fig. 9 Fuerzas sobre una gota de Líquido en una corriente de Gas. 
Fig. 10 Coeficiente de arrastre y número de Reynolds para partículas 
esféricas. 
Fig. 11 Coeficiente de arrastre para esferas rígidas 
Fig. 12 Relación del tamaño de partículas del Líquido vs. por ciento de 
partículas eliminadas. 
Fig. 13 Gráfica de Temperatura vs. Recuperación de líquidos 
Fig. 14 Eliminador de Niebla tipo Malla de configuración Cilíndrica 
Fig. 15 Sección transversal de un Eliminador de Niebla tipo Vanes. 
Fig. 16 Separador convencional con Extractor de Niebla tipo Vanes. 
Fig. 17 Eliminador de Niebla tipo Vanes de configuración Cilíndrica 
Fig. 18 Esquema de un Separador Cilíndrico Ciclónico 
Fig. 19 Separador Cilíndrico Ciclónico 
Fig. 20 Proceso seguido en un Filtro Separador 
Fig. 21 Desempeño de un Filtro Separador 
Fig. 22 Filtro Separador Vertical 
Fig. 23 Filtro Separador Horizontal 
Fig. 24 Elemento filtrante típico 
 
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Gráfico 1. Atributos a evaluar con porcentajes en peso 
Gráfico 2. Comparación de Tecnologías por atributos 
Gráfico 3. Calificación final obtenida para cada Tecnología 
Fig. 25 Localización del proyecto dentro de la Batería de Separación Cactus I. 
Fig. 26 Esquema de simulación para el RVBP (FA-300) 
 
 
 
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OBJETIVO GENERAL 
 Seleccionar la tecnología más apropiada para separar una corriente Gas-Líquido 
proveniente de pozos productores de hidrocarburos. 
 
OBJETIVOS PARTICULARES 
 Conocer algunas de las opciones tecnológicas existentes para separar una 
mezcla Gas-Líquido y seleccionar la mejor de ellas para llevar a cabo la 
separación bifásica. 
 Efectuar el diseño y la ingeniería del sistema propuesto. 
 Realizar un estimado de costo del sistema propuesto. 
 
RESUMEN 
En la industria del procesamiento de hidrocarburos es imprescindible el uso de equipos 
de separación que permitan obtener las fases que constituyen el producto extraído de 
los pozos y con ello transformarlas en productos de alto valor comercial, o en su caso 
desecharlas de una manera adecuada sin causar daños ambientales. 
 
Dentro de una Batería de Separación de hidrocarburos, se tienen contempladas varias 
fases de separación, la primera consiste en un proceso de separación trifásica, en 
donde se obtiene una corriente gaseosa, una corriente acuosa y otra corriente de 
hidrocarburos deshidratados. La segunda etapa de separación consiste en una 
separación bifásica, en esta etapa el gas separado es enviado a compresión para su 
posterior procesamiento, mientras que la corriente de condensados se envía a una 
sección de estabilización para finalmente ser procesado. 
 
 
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Los equipos de separación empleados deben evitar el arrastre de líquidos en las 
corrientes de gas para reducir daños en los equipos de compresión, corrosión, aumento 
en caídas de presión y reducción de la capacidad de transporte de las líneas, entre 
otros. 
Para efectuar una separación bifásica podemos hallar diferentes tipos de tecnologías, 
dentro de las cuales podemos encontrar las siguientes: 
 Separador Convencional 
 Separador Ciclónico 
 Filtro Separador 
 
La separación física de las fases se efectúa principalmente por tres principios que son: 
sedimentación por gravedad, fuerza centrífuga, momentum y colaescencia. Algunos 
separadores pueden emplear uno o más de estos principios, pero las fases fluidas 
deben ser “inmiscibles” y tener diferentes densidades para que la separación ocurra. 
Adicionalmente, estos equipos pueden ser horizontales, verticales o esféricos, lo cual 
dependerá principalmente de la relación Líquido-Gas en la corriente de alimentación al 
equipo. 
 
Cada uno de estos equipos de separación tiene aplicaciones específicas, con este 
trabajo de tesis se pretende hacer una revisión bibliográfica de cada uno de ellos, 
presentar sus principales características, ventajas y desventajas de su uso, las partes y 
elementos internos que los componen. Enseguida, efectuar una evaluación para 
determinar cuál tecnología es la más apropiada para nuestro caso de estudio y una vez 
teniendo seleccionado el tipo de tecnología, llevar a cabo el diseño del equipo, la 
ingeniería del sistema propuesto y un estimado de costo. 
 
 
 
 
 
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 INTRODUCCIÓN 1.
La industria del gas y petróleo es una industria clave en todo el sector productivo, ya 
que de ella dependen múltiples cadenas de producción de bienes de consumo y 
producción de energía, además de generar miles de empleos. Debido a su impacto en 
el sector industrial, es deseable que los procesos de producción de aceite y gas tengan 
altos niveles de eficiencia. La industria del procesamiento de gas consiste en la 
colección del gas desde los pozos de producción, la separación primaria del gas y los 
líquidos libres que lo acompañan (petróleo y/o condensados, agua de formación), la 
filtración del gas y el tratamiento del gas filtrado para obtener un producto en 
condiciones de venta. 
 
La separación primaria de las corrientes extraídas de los pozos productores de 
hidrocarburos se lleva a cabo en baterías de recipientes separadores de alta, 
intermedia y baja presión, instaladosen sitios cercanos al punto de extracción, que 
puede ser en tierra firme o en plataformas marinas. Una batería de separación tiene por 
objetivo recibir una corriente multifase de hidrocarburos, efectuar su medición, controlar 
su temperatura y principalmente su presión de operación para producir tres corrientes 
de proceso: una de gas (compuesta por C1-C3 más gases incondensables), una de 
líquidos condensados de gas (normalmente C3-C6+) y una corriente de agua. 
 
La corriente de gas separada es enviada a compresión para su posterior 
procesamiento, para luego ser usada ya sea como gas combustible o como materia 
prima en Refinación y Petroquímica. Por otro lado, la corriente de líquidos es 
estabilizada y llevada a los tanques de almacenamiento. La corriente de líquido 
estabilizado se dirige a un tratamiento posterior de deshidratación y desalado, 
colocándola así bajo especificaciones comerciales, para finalmente ser bombeada a 
través de un oleoducto a refinación, o bien a una terminal para su exportación. 
 
 
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 Fig. 1 Diagrama de Flujo de Proceso para Separación Primaria de Hidrocarburos 
 
Los equipos de separación empleados en las baterías, como su nombre lo indica, se 
utilizan para separar mezclas de líquido y gas. Estas mezclas se presentan 
principalmente porque los pozos producen dichas corrientes en un solo flujo; también se 
debe a los cambios de presión y temperatura en las tuberías, los cuales dan origen a la 
vaporización de líquidos o condensación de gases y finalmente, a que los flujos de gas 
pueden llegar a arrastrar líquidos de los equipos de procesamiento en cantidades 
apreciables. 
 
Si no se efectúa una separación adecuada de estas mezclas, se pueden perder 
cantidades considerables de productos que tienen un alto valor comercial, como es el 
 
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caso de los aceites ligeros que son más volátiles, los cuales al no ser separados 
adecuadamente pueden ser arrastrados por el flujo de gas, lo cual ocasiona una 
pérdida económica enorme. Aunado a lo anterior, si no se separa el líquido del gas se 
pueden ocasionar diferentes problemas, tales como corrosión y abrasión en los equipos 
y en las tuberías, aumento en las caídas de presión y reducción en la capacidad de 
transporte de las líneas. 
 
La calidad de las corrientes producidas y, consecuentemente, las condiciones de 
operación de las etapas posteriores al proceso depende en buena manera de la etapa 
inicial. Si la operación de separación es deficiente, las corrientes que salen del proceso 
pueden generar diversos problemas durante su transporte y procesado posterior. 
 
Cuando las baterías de separación operan a baja eficiencia, es común encontrar que se 
producen corrientes de gas con alto contenido de líquido condensable, de igual manera 
se forman corrientes de condensados con altos porcentajes de agua y corrientes de 
agua contaminadas con condensados. Es así como se generan problemas de 
operación posteriores, altos costos de tratamiento de agua e incluso contaminación del 
medio ambiente. 
 
 
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 GENERALIDADES 2.
El proceso de separación mecánica de distintas fases es una de las operaciones 
básicas en la producción, el procesamiento y el tratamiento del gas natural y el petróleo. 
Esta operación unitaria se lleva a cabo en un recipiente generalmente conocido como 
separador. Un separador es un recipiente a presión usado para separar una corriente 
en sus fases constitutivas gaseosa y líquida, las cuales están relativamente libres una 
de la otra. 
 CLASIFICACIÓN DE SEPARADORES 2.1
Los separadores son generalmente caracterizados por su forma en cilíndricos verticales 
u horizontales y en esféricos; los separadores horizontales pueden ser simples o tener 
un depósito inferior para el líquido y pueden estar equipados con sumideros o botas. 
Además, pueden ser clasificados como bifásicos (gas-líquido) o trifásicos (gas-líquido-
líquido). Finalmente, existe una clasificación que está relacionada con la presión de 
operación del recipiente, en ese sentido podemos tener separadores de baja, 
intermedia y alta presión. 
 SEGÚN SU FUNCIÓN 2.1.1
 Separadores Bifásicos 2.1.1.1
Este tipo de recipientes separan los fluidos del pozo en gas y líquido total. Un separador 
de dos fases puede ser horizontal, vertical o esférico. El líquido (petróleo, emulsión) 
sale del recipiente por el fondo a través de una válvula de control de nivel o de 
descarga. 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. 
 Separadores Trifásicos 2.1.1.2
Los separadores trifásicos separan los fluidos del pozo en gas y dos tipos de líquidos 
inmiscibles: petróleo y agua. Un separador de tres fases puede ser horizontal, vertical o 
esférico. Este tipo de separador también se denomina separador de agua libre porque 
 
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su uso principal es retirar el agua libre que podría causar problemas como corrosión y 
formación de hidratos o emulsiones compactas que son difíciles de descomponer. El 
separador de agua libre se abrevia FWKO, por sus siglas en Inglés. 
 SEGÚN SU FORMA 2.1.2
 Separadores Cilíndricos 2.1.2.1
Son separadores cuyo cuerpo es un cilindro, los cuales pueden ser a su vez divididos 
según su orientación en horizontales y verticales. 
 Separadores Horizontales 
Los separadores horizontales son más eficientes cuando grandes volúmenes de líquido 
están involucrados. En separadores horizontales típicos la relación L/D está 
normalmente en un rango de 2.5-5. Además, estos separadores pueden estar formados 
por un solo recipiente horizontal, o bien por dos colocados uno encima del otro. A los 
primeros se les conoce como de simple barril, y a estos últimos como de doble barril. 
 Ventajas y Desventajas del uso de Separadores Horizontales Tabla 1.
Ventajas Desventajas 
 Generalmente son más eficientes 
para relaciones Gas/ Líquido bajas. 
 Son más económicos que los 
verticales. 
 Son más fáciles de instalar que los 
verticales. 
 Son muy adecuados para manejar 
mezclas con tendencia a formar 
espumas y emulsiones. 
 Esta configuración tiene mayor 
área superficial. 
 No son adecuados para manejar 
flujos de pozos que contienen 
materiales sólidos como arena o 
lodo, pues es difícil limpiar este tipo 
de separadores. 
 El control de nivel de líquido es 
más crítico que en los separadores 
verticales. 
 Requiere una mayor área para su 
instalación. 
 
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 Fig. 2 Separador Horizontal de Simple Barril 
 Separadores Verticales 
Los separadores verticales son usados cuando el volumen de líquido es pequeño 
comparado con el volumen de gas. En separadores verticales típicos la relación L/D 
está normalmente en un rango de 2-4. 
 Ventajas y Desventajas del uso de Separadores Verticales Tabla 2.
Ventajas Desventajas 
 Generalmente son más eficientes 
para relaciones Gas/Líquido altas. 
 Es fácil mantenerlos limpios, por lo 
que se recomiendan para manejar 
flujos de pozos con alto contenido 
de lodo, arena o cualquier material 
sólido. 
 El control de nivel de líquido no es 
crítico, puesto que se puede 
emplear un flotador vertical, 
logrando que el control de nivel sea 
más sensible a los cambios. 
 Hay menor tendencia de 
 Son más costosos que los 
horizontales. 
 Son más difíciles de instalar que 
los horizontales. 
 Se necesita un diámetro mayor que 
el de los horizontales para manejar 
la misma cantidad de gas. 
 No son muy adecuados para 
efectuar una separación trifásica. 
 
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revaporización de líquidos. 
 Requiere una menor área para su 
instalación. 
 
 
 Fig. 3 Separador Vertical 
 Separadores Esféricos 2.1.2.2
Estos separadores se utilizan en servicios en los que se tienen gases a altas presiones, 
en los que se requieren tamaños compactos y cuando los volúmenes de líquidos que se 
tienen son pequeños. Este tipo de separadores no es muy utilizado en la industria 
petrolera, debido a que tienen una capacidad de almacenamiento de líquidos muy 
pequeña y además su construcción es difícil. 
 
 
 
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 Ventajas y Desventajas del uso de Separadores Esféricos Tabla 3.
Ventajas Desventajas 
 Pueden resistir presiones de 
operación muy altas. 
 Más baratos que los horizontales o 
verticales. 
 Más compactos que los 
horizontales o los verticales, por lo 
que se usan en plataformas costa 
afuera. 
 Son más fáciles de limpiar que los 
separadores verticales. 
 Los diferentes tamaños disponibles 
los hacen el tipo más económico 
para instalaciones individuales de 
pozos de alta presión. 
 Tienen un espacio de separación 
muy limitado. 
 Capacidad de almacenamiento de 
líquidos pequeña. 
 
 Fig. 4 Separador Esférico 
 
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 SEGÚN SU PRESIÓN DE OPERACIÓN 2.1.3
Los separadores se pueden clasificar según su presión operativa. 
 Separadores de Baja Presión 2.1.3.1
Las unidades de baja presión manejan presiones de 10 a 180 psi [0.7 a 12.7 kg/cm2]. 
 Separadores de Media Presión 2.1.3.2
Los separadores de media presión operan de 230 a 700 psi [16.2 a 49.2 kg/cm2]. 
 Separadores de Alta Presión 2.1.3.3
Las unidades de alta presión manejan presiones de 975 a 1500 psi [68.5 a 105.5 
kg/cm2]. 
 
 PARTES DE UN SEPARADOR 2.2
A pesar de que los separadores pueden tener distintas configuraciones, generalmente 
poseen una sección primaria o de entrada, una sección secundaria donde las fases 
fluyen libremente y una sección de recolección del líquido separado. Sin embargo, 
puede existir una cuarta sección, si los separadores poseen una zona en el tope en 
donde se pueden colocar dispositivos internos de coalescencia, que permiten aumentar 
la eficiencia de separación, tal y como se muestra en la Fig. 5. 
 
Un separador consta de las siguientes secciones: 
A. Separación Primaria 
La separación en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de 
flujo, con lo cual se reduce el momentum de la corriente de entrada. El cambio 
de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos al 
separador; o bien, instalando adecuadamente una placa deflectora a la entrada. 
 
 
 
 
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B. Separación Secundaria 
En esta sección se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente 
de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la 
turbulencia del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener 
suficiente longitud. En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para 
reducir aún más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies 
colectoras de gotas de líquido. 
 
La eficiencia de separación en esta sección depende principalmente de las 
propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas de líquido 
suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia. 
 
C. Almacenamiento de Líquido 
En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de 
gas, esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar 
los posibles baches de líquido que se pueden presentar en una operación 
normal. Además, debe tener la instrumentación adecuada para controlar el nivel 
de líquido en el separador. La sección de almacenamiento de líquidos debe estar 
situada en el separador, de tal forma que el líquido acumulado no sea arrastrado 
por la corriente de gas que fluye a través del separador. 
 
D. Extracción de Niebla 
En esta sección se separan del flujo de gas, las gotas pequeñas de líquido que 
no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del separador. En 
esta parte del separador se utilizan el efecto de choque y/o la fuerza centrífuga 
como mecanismos de separación. Mediante estos mecanismos se logra que las 
pequeñas gotas de líquido se colecten sobre una superficie en donde se 
acumulan y formen gotas más grandes, que se drenan a través de un conducto a 
 
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la sección de acumulación de líquidos, o bien caen contra la corriente de gas a la 
sección de separación primaria. 
 
El dispositivo utilizado en esta sección, conocido como extractor de niebla, está 
constituido generalmente por un conjunto de veletas o aspas, por alambre 
entretejido, o por tubos ciclónicos. El arrastre de líquidos citado para distintos 
tipos de dispositivos de extracción de niebla está en el rango de 0.1 – 1 gal/ 
MMPCS. 
 
 
 Fig. 5 Secciones en un Separador Horizontal y Vertical. 
 
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 DISPOSITIVOS INTERNOS DE UN SEPARADOR 2.3
Con el objetivo de optimizar el proceso de separación, minimizar problemas de 
operación aguas abajo de los separadores, prevenir el arrastrede líquidos y mejorar la 
eficiencia de los equipos, se incluyen dentro del recipiente diversos dispositivos, 
denominados genéricamente como internos. 
 PLACAS DEFLECTORAS 2.3.1
Estos internos de choque se colocan después de la boquilla de entrada para que se 
produzca el encuentro del fluido que alimenta a la unidad con una superficie y ocurra el 
cambio de dirección de la mezcla, produciéndose así la variación del momentum de las 
fases y la separación inicial entre el gas y el líquido. Hay diversas geometrías para la 
construcción de las placas deflectoras, pueden ser de forma cónica, en codo de 90º, 
como media esfera, placas planas o placa con ángulo. 
 
 Fig. 6 Placas deflectoras de entrada. 
Existe un tipo especial de deflectores de entrada, los cuales utilizan la fuerza centrífuga 
para separar la mezcla líquido-gas. En la mayoría de estos internos, la alimentación se 
introduce tangencialmente y posee un conducto ciclónico o varios, que obligan al fluido 
a correr rápidamente por las paredes del dispositivo. Sin embargo, una gran caída de 
presión está asociada a estos dispositivos de entrada. 
 
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 Fig. 7 Deflector de entrada tipo ciclónico 
 EXTRACTORES DE NIEBLA 2.3.2
Los eliminadores de neblina o extractores de niebla, son utilizados para hacer coalescer 
las partículas líquidas de tamaño pequeño (estas gotas son típicamente menores a 150-
500 micras de tamaño), las cuales no fueron removidas en la placa deflectora o en la 
sección de asentamiento por gravedad. Los eliminadores de neblina pueden ser de 
forma rectangular o cilíndrica y ser colocados en posición horizontal o vertical, en las 
distintas configuraciones de los separadores. Entre los principales tipos de extractores 
de niebla se pueden enumerar los siguientes: malla, vanes y ciclónico. 
 
 Fig. 8 Extractor de niebla en un Separador Vertical 
 
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 ROMPEDOR DE VÓRTICE 2.3.3
Un vórtice es un remolino, en el cual los fluidos adquieren un movimiento rotacional 
creando un embudo en el fondo del recipiente, por el cual puede escapar el gas cuando 
se abre la válvula de control del líquido. Por esta razón, en los separadores líquido-gas 
suelen instalarse dispositivos que evitan la formación de vórtices y sus indeseables 
consecuencias. 
 PLACAS ROMPE ESPUMAS 2.3.4
En los separadores líquido-gas, suelen instalarse dispositivos que evitan la formación 
de espumas y sus indeseables consecuencias. Una de las soluciones más efectivas es 
colocar una serie de placas paralelas longitudinales direccionadoras del flujo en la zona 
de retención de líquidos para forzar a la espuma a pasar entre ellas, de forma tal que 
ayuda a la coalescencia. Con estas placas se evita que el gas en forma de burbujas 
ascienda a través del líquido y se forme la espuma. 
 PLACAS ROMPE OLAS 2.3.5
Cuando se diseñan separadores en posición horizontal que tienen grandes longitudes, 
suele darse el flujo de avance u oleaje en la sección de recolección del líquido. Para 
evitar la propagación de olas o cambios en la dirección longitudinal se colocan placas 
en sentido perpendicular al flujo, es decir, en posición transversal a la unidad, las cuales 
ayudan en el control de nivel. 
 
 PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN 2.4
Cuando se desea dimensionar un separador líquido-gas, la velocidad máxima que 
podrán alcanzar las partículas líquidas es el parámetro principal a calcular por el 
ingeniero que pretende realizar dicho diseño, de manera que éstas puedan ser 
separadas de la fase gaseosa sin que ocurra el arrastre de partículas de líquido. Para 
ello, es necesario estudiar el comportamiento de dichas partículas cuando caen a través 
del gas dentro del separador y los fenómenos que determinan que esto suceda. 
 
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La separación física de una mezcla de líquidos y gas (o sólidos) se logra mediante 
principios que son sedimentación por gravedad, fuerza centrífuga, momentum y 
coalescencia. Cualquier separador emplea uno o más de estos principios, pero las 
fases fluidas deben ser inmiscibles y tener diferentes densidades para que la 
separación ocurra. 
 SEDIMENTACIÓN POR GRAVEDAD 2.4.1
Si la fuerza gravitacional que actúa sobre pequeñas gotas de líquido es mayor que la 
fuerza de arrastre del gas fluyendo alrededor de éstas, se sedimentarán de la fase 
gaseosa. Estas partículas de líquido que descienden por la acción de la gravedad se 
aceleran hasta que la fuerza de arrastre se balancea con la fuerza gravitacional. 
Después de este momento, las partículas continúan cayendo a una velocidad 
constante, conocida como velocidad de asentamiento o velocidad terminal. 
 
La velocidad de asentamiento calculada para una gota de líquido de cierto diámetro, 
indica la velocidad máxima que debe tener el gas para permitir que partículas de este 
diámetro o mayor se separen. Para analizar el movimiento de las partículas líquidas 
atrapadas en la corriente de gas en un separador, se comenzará por hacer las 
siguientes suposiciones: 
 
 Las partículas en estudio son esferas sólidas y rígidas. 
 Se estudia una sola partícula. 
 Se estudian las tres fuerzas que actúan sobre la partícula: gravedad, empuje y 
fricción. 
 Se estudia el comportamiento de partículas líquidas en separadores verticales, 
en los que el gas fluye verticalmente, contrario al flujo de líquido, el cual cae en 
la dirección de la gravedad. 
 
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 Fig. 9 Fuerzas sobre una gota de Líquido en una corriente de Gas. 
 
La fuerza de fricción (FF) ejercida sobre la partícula esférica por el flujo de gas, en 
dirección opuesta a la velocidad de dicha partícula, está dada por la ecuación general, 
derivada por Isaac Newton, la cual en resumen expresa que la esfera debe desplazar 
un volumen de gas igual al área proyectada por la esfera en la dirección del movimiento 
del fluido: 
 
 
 
 
 
La fuerza de empuje o flotación (FB) que experimenta la partícula, se debe al Principio 
de Flotación de Arquímedes, que afirma que todo cuerpo sumergido en un fluido 
experimenta un empuje vertical y hacia arriba igual al peso de fluido desalojado: 
 
 
La fuerza gravitacional (FG) que actúa sobre la partícula en dirección opuesta a las 
fuerzas de empuje y de fricción, se debe a la fuerza que ejerce la tierra sobre los 
cuerpos debido a la acción de la gravedad: 
 
 
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Para calcular la velocidad de asentamiento, se puede establecer el siguiente balance de 
fuerzasque actúan sobre una partícula de líquido en una corriente de gas: 
 
{
 
 
} {
 
 
} {
 
 
} {
 
 
} 
 
Tomando en cuenta que la velocidad de asentamiento es constante, el primer miembro 
es cero. 
∑ [ ] [ ] [ ]
 
 
 
Sustituyendo cada término por su valor, queda: 
 
 
 
 
 
Agrupando términos semejantes resulta: 
 
 
 
 
 
Considerando las gotas de líquido como partículas esféricas y rígidas, su volumen y 
área están relacionados de la siguiente manera: 
 
 
 
 
 
 
Finalmente, sustituimos la ecuación (7) en (6) y despejamos la velocidad terminal: 
 
 √
 
 
 
 
Como puede observarse en la ecuación 8, el cálculo de la velocidad terminal de las 
partículas líquidas implica conocer las densidades de las fases a manejar, el diámetro 
de partícula que se desea separar y su coeficiente de arrastre. Dicho coeficiente de 
arrastre C’ puede determinarse mediante una función que relaciona la forma de 
 
 
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partícula y el régimen de flujo en el interior del separador (Fig. 10), dado por el número 
de Reynolds de la corriente de gas: 
 
 
 
 
De esta manera, en la ecuación 9 se puede observar que el número de Reynolds, a su 
vez, es función del diámetro de partícula DP y velocidad terminal vt, razón por la cual la 
solución habría de ser iterativa. Para evitar una solución de prueba y error, valores del 
coeficiente de arrastre son presentados como una función del producto del coeficiente 
de arrastre C’ veces el número de Reynolds al cuadrado (Fig. 11), esta técnica elimina 
la velocidad de la expresión. 
 
 Fig. 10 Coeficiente de arrastre y número de Reynolds para partículas esféricas. 
 
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 Fig. 11 Coeficiente de arrastre para esferas rígidas 
La abscisa de la Fig. 11 está dada por: 
 
 
 
 
 
El número de Reynolds está definido en un rango de valores muy extenso, debido a 
esto, la curva mostrada de C’ vs Re (Fig. 10) puede ser simplificada en tres secciones 
en las cuales aproximaciones de ajuste pueden ser derivadas. Cuando estas 
expresiones para C’ vs Re son sustituidas en la Ecuación 8, tres leyes de 
sedimentación por gravedad son obtenidas: 
 
 Ley de Stokes 2.4.1.1
A bajos números de Reynolds, una relación lineal existe entre éste y el coeficiente de 
arrastre C’, de modo que la ecuación 8 puede ser expresada como la ley de Stokes: 
 
 
 
 
 
 
 
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La Ley de Stokes aplica para el régimen de flujo laminar, región delimitada por los 
valores encontrados en la Tabla 4, es típicamente empleada para tamaños pequeños 
de gotas y/o alta viscosidad de las fases líquidas. 
 Rango de valores de aplicación de la Ley de Stokes Tabla 4.
Variable Rango 
Re (adim) 0.0001 < Re < 2 
C’ (adim) 
 
 
DP (µm) 3 < DP < 100 
KCR (adim) 33 
 
El diámetro de partícula correspondiente para cada tipo de régimen de flujo puede ser 
encontrado usando la ecuación siguiente: 
 (
 
 
 
)
 
 
 Ley Intermedia 2.4.1.2
La Ley Intermedia aplica para el régimen de flujo transitorio, región que está delimitada 
por los valores encontrados en la Tabla 5. 
 Rango de valores de aplicación de la Ley Intermedia Tabla 5.
Variable Rango 
Re (adim) 2 < Re < 500 
C’ (adim) 
 
 
DP 100 < DP < 1500 
KCR (adim) 43.5 
 
 
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Al sustituir la expresión para calcular el coeficiente de arrastre en esta área en ecuación 
de la velocidad terminal, se obtiene la Ley Intermedia, la cual es generalmente válida 
para muchas aplicaciones de sedimentación para mezclas gas-líquido y líquido-líquido. 
 
 
 
 
 
 
 Ley de Newton 2.4.1.3
La Ley de Newton aplica para el régimen de flujo turbulento, esta región está delimitada 
por los valores encontrados en la Tabla 6. Encuentra aplicaciones principalmente para 
separación de grandes gotas de una fase gaseosa. 
 Rango de valores de aplicación de la Ley de Newton Tabla 6.
Variable Rango 
Re (adim) 500 < Re < 200000 
C’ (adim) 0.44 
DP 1500 < DP < 100000 
KCR (adim) 2360 
 
Sustituyendo C’=0.44 en la ecuación 8 se produce la Ley de Newton expresada como: 
 √
 
 
 
Un límite superior de la ley de Newton es donde el tamaño de gota es tan grande que 
requiere una velocidad terminal de una magnitud en la cual es creada una turbulencia 
excesiva. 
 FUERZA CENTRÍFUGA 2.4.2
La fuerza centrífuga que se induce a las partículas de líquido suspendidas en una 
corriente de gas, puede ser varios cientos de veces mayor que la fuerza de gravedad 
que actúa sobre las mismas partículas. Este principio mecánico de separación se 
 
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emplea en un separador, tanto en la sección de separación primaria como en algunos 
tipos de extractor de niebla, por ejemplo en el extractor tipo ciclónico. 
 
Las partículas de líquido colectadas en las paredes de un extractor de niebla tipo 
ciclónico, difícilmente son arrastradas por la corriente de gas. Sin embargo, la velocidad 
del gas en las paredes del tubo ciclónico no debe ser mayor de un cierto valor crítico. 
 
Se recomienda que la velocidad del gas debe ser tal que el producto de la densidad de 
la fase gaseosa por la velocidad del gas a la entrada del tubo ciclónico en ft/s al 
cuadrado (GvC2) se debe mantener en un valor de 900. También se recomienda que vC 
sea menor de 45 ft/s. 
 
La ley de Stokes se puede aplicar al proceso de separación centrífuga, sustituyendo g 
por la aceleración debida a la fuerza centrífuga (aC), entonces: 
 
 
 
 
 
Considerando que vt es constante en magnitud e igual a vm, y que: 
 
 
 
 
 
Combinando la ecuación anterior con la expresion S=2π rN, resulta: 
 
 
 
 
 
Sustituyendo la ecuación 17 en la 15 y despejando para DP: 
 √
 
 
 
 
Con la ecuación 18, se puede calcular el tamaño de las partículas de líquido que se 
pueden separar por fuerza centrífuga. 
 
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 MOMENTUM Y COALESCENCIA 2.4.3
El momentum lineal o cantidad de movimiento de una partícula, se define como el 
producto de su masa por su velocidad, es una cantidad vectorial y tiene la misma 
dirección que la velocidad. Es un concepto que combina dos elementos que 
caracterizan el estado dinámico de una partícula. 
 
La coalescencia es el fenómeno por medio del cual pequeñas partículas de líquido, que 
no se separan fácilmente por la acción de la gravedad, se unen entre sí para formar 
partículas de mayor tamaño las cuales sí pueden separarse por asentamiento 
gravitatorio. En un separador existen elementos internos que favorecen la coalescencia, 
los cuales forzan a la corriente gaseosa a seguir un camino tortuoso. El momentum de 
las gotas de líquido ocasiona que éstas choquen entre sí o con el dispositivo interno, 
formando así las gotas de mayor tamaño. 
 
Este mecanismo de separación es tal vez el que más se emplea en la eliminación de 
las partículas pequeñas de líquido suspendidas en una corriente de gas. Las partículas 
de líquido que viajan en el flujo de gas, chocan con obstrucciones donde quedan 
adheridas. La separación por choque se emplea principalmente en los extractores de 
niebla tipo vanes y en los de malla de alambre entretejido. 
 
Se conoce como distancia de paro, a la distancia que una partícula de cierto diámetro, 
viaja a través de una línea de corriente de gas. Esta distancia se puede obtener 
modificando la ley de Stokes de la siguiente forma: 
 
 
 
 
 
Como se observa de la ecuación anterior, la distancia de paro es proporcional al 
cuadrado del diámetro de la partícula de líquido. Esto significa que para las partículas 
más pequeñas su distancia de paro es más corta y, por lo tanto, tienen mayor tendencia 
a desviarse alrededor de la obstrucción. 
 
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 FACTORES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA DE SEPARACIÓN 2.5
A continuación se describen, en orden de importancia, los principales factores que afectan 
la eficiencia de la separación entre el gas y el líquido. 
 TAMAÑO DE PARTÍCULA DE LÍQUIDO 2.5.1
El tamaño de las partículas suspendidas en el flujo de gas es un factor importante en la 
determinación de la velocidad de asentamiento en la separación por gravedad y en la 
separación por fuerza centrífuga. También es importante en la determinación de la 
distancia de paro cuando la separación es por choque. 
 
La velocidad promedio del gas en la sección de separación secundaria, corresponde a 
la velocidad de asentamiento de una gota de líquido de cierto diámetro, que se puede 
considerar como el diámetro base. Teóricamente todas las gotas con diámetro mayor 
que la base deben ser eliminadas. En realidad lo que sucede es que se separan 
partículas más pequeñas que el diámetro base, mientras que algunas más grandes en 
diámetro no se separan. Lo anterior es debido a la turbulencia del flujo, y a que algunas 
de las partículas de líquido tienen una velocidad inicial mayor que la velocidad promedio 
del flujo de gas. La separación en flujo horizontal también está sujeta a los mismos 
efectos. 
 
En la Fig. 12, se muestra el efecto del tamaño de las partículas en la eficiencia de la 
separación, cuando el extractor de niebla es del tipo de choque o ciclónico. En esta 
figura se relaciona el tamaño de la partícula con el porciento de partículas eliminadas. 
Se observa que en un proceso de separación se separa, por ejemplo, un 50% de un 
tamaño X de partículas y que sólo se elimina un 22% de las partículas de tamaño X/2 
mientras que se elimina un 90% de partículas de tamaño 3X. 
 
 
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 Fig. 12 Relación del tamaño de partículas del líquido vs. por ciento de partículas 
eliminadas. 
 
El tamaño de las partículas de líquido que se forman en el flujo de líquido y gas cuando 
no hay agitaciones violentas, es lo suficientemente grande para lograr una buena 
eficiencia con los separadores. Generalmente, se especifica en los equipos de 
separación que el arrastre no sea mayor que 0.1 gal/MMPCS. Una partícula de 10 
micras tiene tan poco volumen, que puede haber 720,000 partículas de líquido de este 
tamaño por cada pie cúbico de gas, sin que se exceda la especificación aludida. 
 DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE PARTÍCULAS Y VOLUMEN DE 2.5.2
LÍQUIDO ENTRANTE 
Estos aspectos están íntimamente ligados en la eficiencia de la separación. Para 
ilustrarlo se pueden analizar las siguientes situaciones: 
 
Considérese que un separador se instala para separar un volumen de líquido de 2000 
gal/MMPCS. De este volumen de líquido, 0.5 galones están formados por partículas 
 
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menores de 10 micras. Si el separador tiene una eficiencia de 80% para separar 
partículas menores de 10 micras, entonces su eficiencia total será de casi 100%. 
 
Sin embargo, si este mismo separador se utiliza en una corriente de gas donde el 
contenido de líquido es de 20 gal/MMPCS, todo formado por partículas menores de 10 
micras, la eficiencia total de separación será de 80% y habrá un arrastre de líquido en el 
flujo de gas de 4 gal/MMPCS. Así, aunque el separador funcionara bien, no sería el 
adecuado. 
 
De lo anterior se concluye que, en la selección del equipo de separación para un 
determinado problema, se deben considerar como aspectos importantes, la distribución 
del tamaño de las partículas y el volumen de líquido que se va a separar. 
 VELOCIDAD DEL GAS 2.5.3
Generalmente los separadores se diseñan de tal forma que las partículas de líquidos 
mayores de 100 micras, se deben separar del flujo de gas en la sección de separación 
secundaria, mientras que las partículas más pequeñas en la sección de extracción de 
niebla. 
 
Cuando se aumenta la velocidad del gas a través del separador sobre un cierto valor 
establecido en su diseño, aunque se incremente el volumen de gas manejado, no se 
separan totalmente las partículas de líquido mayores de 100 micras en la sección de 
separación secundaria. Con esto se ocasiona que se inunde el extractor de niebla y, 
como consecuencia, que haya arrastres repentinos de baches de líquido en el flujo de 
gas que sale del separador. 
 PRESIÓN DE SEPARACIÓN 2.5.4
Es uno de los factores más importantes en la separación, desde el punto de vista de la 
recuperación de líquidos. Siempre existe una presión óptima de separación para cada 
situación en particular. En ocasiones al disminuir la presión de separación, 
 
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principalmente en la separación de gas y condensado, la recuperación de líquidos 
aumenta. Sin embargo, es necesario considerar el valor económico del incremento de 
volumen de líquidos, contra la compresiónextra que puede necesitarse para transportar 
el gas. La capacidad de los separadores también es afectada por la presión de 
separación. Al aumentar la presión, aumenta la capacidad de separación de gas y 
viceversa. 
 TEMPERATURA DE SEPARACIÓN 2.5.5
En cuanto a la recuperación de líquidos, la temperatura de separación interviene de la 
siguiente forma: a medida que disminuye la temperatura de separación, se incrementa 
la recuperación de líquidos en el separador. Una gráfica de temperatura de separación 
contra recuperación de líquidos se muestra en la Fig. 13. 
 
Se observa que a una temperatura de separación de 0°F, la recuperación de líquidos en 
el separador es de aproximadamente 5000 gal/MMPCS, mientras que el volumen de 
líquidos que se recupera en el tanque de almacenamiento es del orden de 2000 
gal/MMPCS. 
 
Así pues, es necesario considerar que aunque se tiene la máxima recuperación de 
líquidos en el separador a 0°F, de los 5000 gal/MMPCS se evaporan en el tanque de 
almacenamiento 3000. Este gas generalmente se libera a la atmósfera, por lo que se 
ocasionan grandes pérdidas. 
 
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 Fig. 13 Gráfica de Temperatura vs. Recuperación de líquidos 
Otros aspectos que hay que considerar para utilizar baja temperatura de separación 
son los siguientes: 
 La separación a baja temperatura necesita equipo adicional de enfriamiento. 
 Se presentan otros problemas de operación, tal como la formación de hidratos. 
 
En consecuencia, para obtener la temperatura óptima de separación, desde el punto de 
vista de recuperación de líquidos es necesario considerar todos los aspectos 
mencionados. La temperatura afecta la capacidad del separador al variar los volúmenes 
de fluido y sus densidades. El efecto neto de un aumento en la temperatura de 
separación es la disminución de capacidad en la separación de gas. 
 DENSIDADES DEL LÍQUIDO Y EL GAS 2.5.6
Las densidades del líquido y el gas, afectan la capacidad de manejo de gas de los 
separadores. La capacidad de manejo de gas de un separador, es directamente 
proporcional a la diferencia de densidades del líquido y del gas e inversamente 
proporcional a la densidad del gas. 
 
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 VISCOSIDAD DEL GAS 2.5.7
El efecto de la viscosidad del gas en la separación, se puede observar de las fórmulas para 
determinar la velocidad del asentamiento de las partículas de líquido. La viscosidad del gas 
se utiliza en el Número de Reynolds, con el cual se determina el valor del coeficiente de 
arrastre. De la ley de Stokes, utilizada para determinar la velocidad de asentamiento de 
partículas de cierto diámetro, se deduce que a medida que aumenta la viscosidad del gas, 
disminuye la velocidad de asentamiento y por lo tanto, la capacidad de manejo de gas del 
separador. 
 
 FENOMENOS PRESENTES EN LOS SEPARADORES 2.6
Los problemas asociados con el uso de los separadores de gas se atribuyen a 
fenómenos físicos conocidos como: arrastre de líquido y arrastre de gas, formación de 
espuma, taponamiento y flujo de avance. 
 ARRASTRE DE LÍQUIDOS 2.6.1
El arrastre de líquidos, conocido también por su término en Inglés “carryover”, se refiere 
a la dispersión fina de líquido que empieza a ser arrastrado hacia el nivel superior del 
recipiente, esto debido a una velocidad excesiva del gas. Este fenómeno puede ser un 
indicador del alto nivel de líquido, daño de los dispositivos internos del recipiente, 
presencia de espuma, un diseño incorrecto del recipiente y taponamiento a la salida. 
 
Las causas principales que provocan el arrastre de líquidos en la parte superior del 
separador son: 
 
 La incapacidad del separador para manejar la cantidad de líquido que se 
introduce, situación que sobrepasará el nivel del líquido permitido y en 
consecuencia el tiempo de residencia del gas será insuficiente para separarse 
del líquido, quedando este último atrapado en la corriente de salida del gas y 
fluyendo hacia la parte superior del separador. 
 
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 Cuando el gasto de alimentación es mayor al calculado como valor de diseño, 
aumentará la velocidad del gas dentro del separador y generará el arrastre del 
líquido hacia la parte superior. 
 Cuando hay un incremento en la presión de operación del equipo, manteniendo 
constante el gasto de diseño. 
 ARRASTRE DE GAS 2.6.2
El arrastre de gas, también conocido por sus siglas en Inglés “carryunder”, ocurre 
cuando burbuja de gas escapan junto con la fase líquida recolectada en el fondo del 
recipiente, y puede ser debido a un nivel bajo de líquido, vórtices o una falla en el 
control de nivel del recipiente. Para evitar esto, se colocan rompe vórtices en el fondo 
de la unidad, debido a que un arrastre de vapor por la boquilla de salida del líquido 
puede afectar el proceso aguas abajo del separador. 
 FORMACIÓN DE ESPUMA 2.6.3
La tendencia a formar espuma de una mezcla líquido- gas afecta severamente el 
desempeño del separador, ya que cuando el nivel de la espuma sobrepasa la altura de 
la boquilla de entrada, el gas que se introduce como alimentación impulsará la espuma 
hacia la parte superior del separador, produciendo un arrastre de líquido severo en la 
línea de gas. Este fenómeno se debe principalmente a la presencia de impurezas 
distintas al agua, las cuales son difíciles de eliminar antes de que la corriente de 
entrada entre al separador. 
 
Los siguientes problemas están asociados a la formación de espuma en el separador: 
 Afecta el control mecánico del nivel del líquido, debido a que los dispositivos de 
control deberán manejar tres fases en vez de dos. 
 La espuma ocupa mucho espacio en el recipiente, debido a que tiene una alta 
relación volumen-peso, esto reduce el espacio disponible para la recolección del 
líquido o la sección libre para el asentamiento por gravedad. 
 
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 Cuando la espuma se hace incontrolable, se hace imposible lograr una 
separación líquido-gas sin que ocurra arrastre de gas en la salida de líquido o 
arrastre de líquido en la salida del vapor. 
 
Si la alimentación al separador presenta cierta tendencia a formar espuma, entonces el 
diseño del separador debe incluir una placa rompe espuma Otra solución para la 
disminución de la formación de espuma, es agregar aditivos químicos a la mezcla de 
entrada, esta solución aumenta la capacidad del separador, pero no debe tomarse en 
cuenta un tipo de aditivo específico en el diseño del recipiente, ya que las 
características de la mezcla y de la espuma pueden variar con el tiempo y aumentarán 
el costo de la unidad. 
 TAPONAMIENTO DEL ELIMINADOR DE NIEBLA 2.6.4
El taponamiento en los eliminadores de niebla trae como consecuencia la formación de 
caminos preferenciales y la reducción del área libre para que el gas fluya a través del 
mismo,situación que resulta en una mayor caída de presión del gas a través del 
eliminador y que en algunos casos, puede incluso conducir a una fractura del eliminador 
de niebla. Frecuentemente, el taponamiento de los también llamados extractores de 
neblina, se debe al incrustamiento de coque, corrosión de las fibras del eliminador, 
materiales pegajosos (asfaltenos y parafinas) o sólidos. 
 FLUJO DE AVANCE 2.6.5
Se denomina flujo de avance al tipo de flujo inestable o de oleaje que se da como 
consecuencia de los slugs o tapones de líquido que entran a la unidad, o como 
consecuencia de una distancia muy larga sin ningún tipo de dispositivo de choque en un 
separador horizontal. La problemática anterior se soluciona colocando placas 
rompedoras de olas en el separador. 
 
 
 
 
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NOMENCLATURA 
G: densidad de la fase gaseosa, lb/ft3 
G: viscosidad de la fase gaseosa, cp 
L: densidad de la fase líquida, lb/ft3 
A: área mínima del recipiente, ft2 
aC: aceleración debida a la fuerza centrífuga, ft/s2 
Ap: área de sección transversal de partícula, ft2 
C’: coeficiente de arrastre de la partícula, adimensional 
Dp: diámetro de partícula, ft 
Dv: diámetro mínimo del recipiente, ft 
FB: fuerza de empuje o de flotación, lbmft/s
2
 
FC: fuerza centrífuga actuando sobre una partícula de líquido, lbmft/s
2
 
FF: fuerza de fricción, lbmft/s
2
 
FG: fuerza gravitacional, lbmft/s
2
 
g: aceleración debida a la gravedad, 32.2 ft/s2 
gal: galones 
 k: constante empírica para dimensionamiento de separadores, ft/s. 
KCR: constante de proporcionalidad, adimensional 
MMPCS: Millones de Pies Cúbicos Estándar. 
Mp: masa de la partícula, lbm 
N: número de vueltas realizadas en el extractor de niebla tipo centrífugo por una 
partícula de líquido, adimensional 
PM: peso molecular, lb/mol 
QA: flujo volumétrico de gas efectivo, ft3/s 
Qg: flujo de diseño, MMPCSD 
r: radio de la circunferencia que describe una partícula de líquido en su movimiento, ft 
Re: número de Reynolds, adimensional 
 
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S: Trayectoria radial de una partícula de líquido, ft 
Sp: Distancia de paro de una partícula de líquido, ft 
vC: velocidad del gas a la entrada del tubo ciclónico, ft/s 
vi: velocidad inicial de una partícula de líquido, ft/s 
vm: velocidad media de una partícula de líquido suspendida en el gas, ft/s 
VP: volumen de partícula, ft3 
vt: velocidad terminal, ft/s 
 
 
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 OPCIONES TECNOLÓGICAS 3.
La tecnología es un organizado de conocimientos aplicados para alcanzar un objetivo, 
generalmente el de producir y distribuir un bien o servicio. En nuestro caso particular, 
nos referimos a una tecnología de equipo, la cual se caracteriza porque el desarrollo lo 
efectúa el fabricante y la tecnología está implícita en el equipo mismo. En este capítulo 
se presentan algunas tecnologías de equipo para procesar una mezcla gas-líquido: el 
separador convencional con extractor de niebla tipo malla y tipo vanes, el separador 
centrífugo y el filtro separador. 
 
 SEPARADOR CONVENCIONAL 3.1
La separación convencional consiste principalmente en cuatro secciones: separación 
primaria, separación secundaria, almacenamiento de líquidos y extracción de niebla; 
como se describió previamente en el numeral 2.2 . La separación convencional líquido-
líquido o líquido-gas depende principalmente de la fuerza de gravedad, debido a que las 
dos fases tienen diferentes densidades y en ese sentido, la fuerza de gravedad causa 
que la sustancia con mayor densidad caiga al fondo del separador mientras que la más 
ligera vaya hacia la parte superior. 
 
La separación por coalescencia también tiene lugar en este tipo de separadores, dicho 
fenómeno se efectúa en la sección de extracción de niebla, la cual se emplea un 
dispositivo que puede ser de tipo malla de alambre o vanes, y en algunos casos muy 
particulares una combinación entre ellos. 
 EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO MALLA 3.1.1
Son los extractores de niebla más comunes. Consisten básicamente en un cojinete de 
malla de alambre delgado (metálico o plástico) que tiene aberturas asimétricas y 
desalineadas, que impide el paso de partículas de cierto tamaño hacia la parte superior 
del separador. Las pequeñas gotas de líquido quedan aglomeradas en las fibras del 
 
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dispositivo hasta adquirir el tamaño suficiente, de tal manera que el peso de la partícula 
supere la fuerza de arrastre producida por el gas (que fluye a través de la malla), 
permitiendo que ésta pueda caer a la sección de recolección del líquido. 
 
 
 Fig. 14 Eliminador de niebla tipo malla de configuración cilíndrica 
La eficiencia de estos extractores depende de la velocidad del flujo de gas. Cuando la 
velocidad es baja, las gotas de líquido tienden a aglomerarse entre los alambres. A 
velocidades altas el extractor tiende a inundarse, debido a que el gas es forzado a fluir 
a través de los mismos canales por los cuales se drenan las partículas líquidas. En 
ambos casos, los espacios libres del extractor se pueden llenar de líquido y entonces 
una porción del líquido es arrastrada por la corriente de gas. La eficiencia de remoción 
es típicamente de 99-99.5% de partículas de 3-10 micras. Para eficiencias de remoción 
superiores se emplean mallas de mayor espesor y/o alambre más delgado. 
 
Aunque el diseño de estos extractores es empírico, los fabricantes generalmente 
garantizan que el líquido arrastrado en el flujo de gas no sobrepasa 0.1 gal/MMPC. En 
el caso de extractores tipo malla, lo anterior generalmente sucede cuando el espesor 
del cojinete es de 4 a 6 in. En cuanto a la caída de presión, ésta depende de la carga 
de líquido en el flujo de gas, del diseño del cojinete y de la velocidad del gas, pero 
generalmente no es mayor que 0.04 psi. Este tipo de dispositivos pueden fracturarse si 
 
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la presión en la unidad disminuye violentamente y son más propensos a quedar 
obstruidos por la deposición de sólidos como asfaltenos, parafinas, arenas, etc. 
Las principales ventajas de los eliminadores de neblina tipo malla son: 
 Bajos costos de instalación. 
 Altas eficiencias de remoción de partículas pequeñas (< 10 micras), las cuales 
dependerán del tipo de tejido y del espesor de la malla. 
 Poseen grandes áreas superficiales y volúmenes vacíos. 
 EXTRACTOR DE NIEBLA TIPO VANES 3.1.2
Los eliminadores de neblina tipo vanes están formados por un laberinto constituido por 
láminas de metal paralelas con perfil sinusoidal

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