Diseno-de-recipientes-separadores-bifasicos-y-trifasicos-para-su-uso-en-la-industria-petrolera

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO 
 
 FACULTAD DE QUÍMICA 
 
 
 
DISEÑO DE RECIPIENTES SEPARADORES BIFÁSICOS Y 
TRIFÁSICOS PARA SU USO EN LA INDUSTRIA 
PETROLERA. 
 
 
T E S I S 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE 
INGENIERO QUÍMICO 
 
PRESENTA 
STEPHANIA GÓMEZ RODEA 
 
 
 MÉXICO, D.F. AÑO 2016 
 
 
UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
Tesis Digitales 
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JURADO ASIGNADO: 
 
PRESIDENTE: Profesor: Dr. ANTONIO VALIENTE BARDERAS 
VOCAL: Profesor: M. en I. JOSÉ ANTONIO ORTÍZ RAMÍREZ 
SECRETARIO: Profesor: Ing. CARLOS ÁLVAREZ MACIEL 
1er. SUPLENTE: Profesor: Ing. LUIS ÁNGEL MORENO AVENDAÑO 
2° SUPLENTE: Profesor: Ing. DANIEL BOBADILLA OCAMPO 
 
 
SITIO DONDE SE DESARROLLÓ EL TEMA: 
FACULTAD DE QUÍMICA, UNAM. 
 
ASESOR DEL TEMA: 
Dr. ANTONIO VALIENTE BARDERAS 
SUSTENTANTE: 
STEPHANIA GÓMEZ RODEA 
 Contenido. Índice. 
 
 
Contenido 
ÍNDICE 
 
Páginas 
Lista de Figuras ...................................................................................................... i 
Lista de Tablas ..................................................................................................... iv 
Objetivos ................................................................................................................ v 
 
Capítulo 1 
Introducción ........................................................................................................... 1 
Capítulo 2. 
Generalidades sobre sedimentación y decantación .......................................... 3 
2.1 Sedimentación floculenta o decantación ...................................................... 3 
2.2 Sedimentación simple ..................................................................................... 4 
2.3 Principios de separación ................................................................................ 4 
 2.3.1 Fuerza de gravedad ................................................................................... 5 
 2.3.1.1 Mecánica aplicada al movimiento de partículas a . 
. través de un fluido ............................................................................... 5 
 2.3.2 Fuerza centrífuga ..................................................................................... 15 
 2.3.3 Coalescencia ............................................................................................ 17 
 2.3.4 Momentum ............................................................................................... 18 
Capítulo 3. 
Separadores bifásicos y trifásicos .................................................................... 19 
3.1 Secciones de un separador .......................................................................... 19 
 3.1.1 Sección de separación primaria o desviación .......................................... 20 
 3.1.2 Sección de recolección o almacenamiento de líquido .............................. 20 
 Contenido. Índice. 
 
 
 3.1.3 Sección de asentamiento por gravedad ................................................... 20 
 3.1.4 Sección de extracción de niebla o coalescencia ...................................... 21 
3.2 Clasificación de los separadores ................................................................. 21 
 3.2.1 Separadores horizontales ......................................................................... 23 
 3.2.1.1 De dos fases o bifásicos .................................................................... 23 
 3.2.1.2 De tres fases o trifásicos ................................................................... 24 
 3.2.2 Separadores verticales ............................................................................. 25 
 3.2.2.1 De dos fases o bifásicos .................................................................... 26 
 3.2.2.2 De tres fases o trifásicos ................................................................... 27 
 3.2.3 Separadores esféricos .............................................................................. 28 
 3.2.4 Ventajas y desventajas de las configuraciones . 
. horizontal, vertical y esférica .................................................................... 30 
 3.2.5 Otros tipos de separadores ...................................................................... 32 
 3.2.5.1 Separador centrífugo o ciclónico ....................................................... 32 
 3.2.5.2 Separadores venturi .......................................................................... 33 
 3.2.5.3 Separadores de filtro ......................................................................... 34 
 3.2.5.4 Separadores de dos barriles ............................................................. 35 
 3.2.5.5 Separador con bota decantadora ...................................................... 36 
 3.2.5.6 Scrubber o knockout drum ................................................................ 37 
 3.2.5.7 Slug catcher ...................................................................................... 38 
3.3 Métodos de control de nivel dentro de separadores.................................. 39 
 3.3.1 Configuración horizontal ........................................................................... 39 
 3.3.2 Configuración vertical ............................................................................... 41 
3.4 Dispositivos internos de los separadores .................................................. 44 
 3.4.1 Desviadores de ingreso ............................................................................ 44 
 3.4.1.1 Placas deflectoras (baffles) ............................................................... 44 
 3.4.1.2 Distribuidores de flujo ........................................................................ 45 
 3.4.1.3 Tipo ciclón ......................................................................................... 45 
 3.4.2 Rompeolas ............................................................................................... 45 
 3.4.3 Placas antiespuma ................................................................................... 46 
 Contenido. Índice. 
 
 
 3.4.4 Rompevórtices ......................................................................................... 47 
 3.4.5 Tuberías internas...................................................................................... 47 
 3.4.6 Desarenadores y drenajes ....................................................................... 48 
 3.4.7 Extractores de niebla ................................................................................ 48 
 3.4.7.1 Tipo ciclón .........................................................................................49 
 3.4.7.2 Tipo malla .......................................................................................... 50 
 3.4.7.3 Tipo vane o veleta ............................................................................. 50 
 3.4.8 Placas coalescedoras ............................................................................... 52 
3.5 Problemas de operación de los separadores ............................................. 53 
 3.5.1 Crudos espumosos................................................................................... 53 
 3.5.2 Arena ........................................................................................................ 54 
 3.5.3 Arrastre de líquidos (carryover) ................................................................ 54 
 3.5.4 Arrastre de gas (carryunder) .................................................................... 55 
 3.5.5 Parafinas .................................................................................................. 55 
 3.5.6 Asfaltenos ................................................................................................. 55 
 3.5.7 Emulsiones ............................................................................................... 56 
Capítulo 4. 
Diseño de separadores ....................................................................................... 57 
4.1 Tipos de fluidos petroleros .......................................................................... 57 
 4.1.1 Aceite negro ............................................................................................. 58 
 4.1.2 Aceite volátil ............................................................................................. 59 
 4.1.3 Gas retrógrado y condensado .................................................................. 60 
 4.1.4 Gas húmedo ............................................................................................. 61 
 4.1.5 Gas seco .................................................................................................. 63 
4.2 Propiedades de los fluidos petroleros a considerar 
 durante el diseño ........................................................................................... 64 
 4.2.1 Presión de separación .............................................................................. 64 
 4.2.2 Temperatura de separación ..................................................................... 65 
 4.2.3 Densidades del líquido y del gas .............................................................. 65 
 Contenido. Índice. 
 
 
 4.2.4 Velocidad del gas ..................................................................................... 65 
 4.2.5 Viscosidad del gas.................................................................................... 66 
 4.2.6 Tamaño de las partículas del líquido ........................................................ 66 
 4.2.7 Composición de la mezcla de hidrocarburos ............................................ 67 
4.3 Patrón de flujo ............................................................................................... 67 
 4.3.1 Patrones de flujo horizontal ...................................................................... 67 
 4.3.1.1 Segregado ......................................................................................... 67 
 4.3.1.2 Intermitente ....................................................................................... 68 
 4.3.1.3 Distribuido ......................................................................................... 69 
 4.3.2 Patrones de flujo vertical .......................................................................... 70 
 4.3.2.1 Segregado ......................................................................................... 70 
 4.3.2.2 Intermitente ....................................................................................... 70 
 4.3.2.3 Distribuido ......................................................................................... 71 
4.4 Dimensionamiento de separadores ............................................................. 73 
 4.4.1 Consideraciones para el dimensionamiento ............................................. 73 
 4.4.1.1 Velocidad terminal o de asentamiento ............................................... 73 
 4.4.1.2 Tiempo de residencia o retención...................................................... 76 
 4.4.2 Dimensionamiento de un separador horizontal bifásico ........................... 77 
 4.4.2.1 Nivel del líquido al 50% de la capacidad del separador .................... 77 
 4.4.2.2 Nivel del líquido menor o mayor al 50% . 
. de la capacidad del separador.......................................................... 83 
 4.4.3 Dimensionamiento de un separador vertical bifásico ............................... 87 
 4.4.4 Dimensionamiento de un separador horizontal trifásico ........................... 91 
 4.4.4.1 Nivel del líquido al 50% de la capacidad del separador .................... 91 
 4.4.4.2 Nivel del líquido menor o mayor al 50% . 
. de la capacidad del separador........................................................ 100 
 4.4.5 Dimensionamiento de un separador vertical trifásico ............................. 101 
4.5 Aspectos mecánicos ................................................................................... 106 
 4.5.1 Consideraciones iniciales ....................................................................... 106 
 4.5.1.1 Temperatura de diseño ................................................................... 106 
 Contenido. Índice. 
 
 
 4.5.1.2 Presión de diseño ............................................................................ 107 
 4.5.2 Materiales de construcción ..................................................................... 107 
 4.5.2.1 Corrosión ......................................................................................... 109 
 4.5.2.2 Soldadura ........................................................................................ 110 
 4.5.2.3 Requisitos económicos .................................................................... 113 
 4.5.3 Espesores y cabezales o tapas .............................................................. 113 
 4.5.4 Boquillas ................................................................................................. 122 
 4.5.5 Entrada de hombre ................................................................................. 123 
 4.5.6 Peso del recipiente ................................................................................. 124 
 4.5.7 Pruebas en el recipiente ......................................................................... 125 
4.6 Ejemplos de aplicación ............................................................................... 126 
Capítulo 5. 
Conclusiones y recomendaciones .................................................................. 143 
Bibliografía ......................................................................................................... 145 
Anexo 1 .............................................................................................................. 150 
Anexo 2 .............................................................................................................. 151 
Anexo 3 ..............................................................................................................152 
Anexo 4 .............................................................................................................. 153 
 
Nomenclatura .................................................................................................... 154 
 
 Lista de figuras. 
 
 
i 
Lista de figuras 
 
Figura Descripción Página 
II.1 Fuerzas que actúan sobre la partícula. 6 
II.2 Coeficiente de arrastre de Newton vs número de Reynolds. 9 
II.3 Números de Re y Ly en función del número de Ar. 14 
II.4 Coalescencia. Unión de gotas pequeñas para formar gotas de 
mayor tamaño. 
18 
 
Figura Descripción Página 
III.1 Separador horizontal bifásico. 23 
III.2 Separador horizontal trifásico. 24 
III.3 Separador vertical bifásico. 26 
III.4 Separador vertical trifásico. 27 
III.5 Separador esférico. 28 
III.6 Separador esférico bifásico. 29 
III.7 Separador esférico trifásico. 30 
III.8 Separador centrífugo. 32 
III.9 Separador venturi. 33 
III.10 Separador de filtro. 34 
III.11 Separador de dos barriles. 35 
III.12 Separador con bota decantadora. 36 
III.13 Scrubber o tanque knockout. 37 
III.14 Slug catcher tipo dedo. 38 
III.15 Sistema de control de nivel por medio de flotadores y vertedero. 39 
III.16 Sistema de control de nivel por medio de flotadores y 
vertederos. 
40 
III.17 Sistema de control de nivel por medio de flotadores. 41 
 Lista de figuras. 
 
 
ii 
Figura Descripción Página 
III.18 Sistema de control de nivel por medio de vertedero y flotadores. 42 
III.19 Sistema de control de nivel por medio de vertederos y 
flotadores. 
43 
III.20 Deflectores de placa. 44 
III.21 Desviador de tipo ciclónico. 45 
III.22 Vista tridimensional de un separador horizontal con elementos 
internos. 
46 
III.23 Placas antiespuma. 46 
III.24 Tipos de rompevórtices. 47 
III.25 Esquema de un separador horizontal con desarenador y 
drenaje. 
48 
III.26 Extractor de niebla tipo ciclón. 49 
III.27 Extractor de niebla tipo malla. 50 
III.28 Extractor de niebla tipo vane o veleta. 51 
III.29 Placas coalescedoras. 52 
 
Figura Descripción Página 
IV.1 Diagrama de fases para aceite negro. 58 
IV.2 Diagrama de fases para aceite volátil. 59 
IV.3 Diagrama de fases para gas retrógrado. 60 
IV.4 Diagrama de fases para gas húmedo. 62 
IV.5 Diagrama de fases para gas seco. 63 
IV.6 Esquema de flujo estratificado. 67 
IV.7 Esquema de flujo ondulatorio. 68 
IV.8 Esquema de flujo anular. 68 
IV.9 Esquema de flujo tipo tapón o plug. 68 
IV.10 Esquema de flujo tipo pistón o slug. 69 
IV.11 Esquema de flujo tipo burbuja. 69 
IV.12 Esquema de flujo disperso o tipo niebla. 69 
 Lista de figuras. 
 
 
iii 
Figura Descripción Página 
IV.13 Esquema de flujo anular. 70 
IV.14 Esquema de flujo espumoso o plug (churn). 71 
IV.15 Esquema de flujo tipo bala o slug. 71 
IV.16 Esquema de flujo tipo burbuja. 72 
IV.17 Esquema de flujo disperso o tipo niebla. 72 
IV.18 Aproximación de la longitud costura-costura y longitud efectiva. 81 
IV.19 Definición de áreas de líquido y gas. 83 
IV.20 Constante de diseño de la capacidad de manejo de gas vs 
fracción de la altura de líquido. 
85 
IV.21 Relación entre altura del líquido y el diámetro vs relación entre 
áreas. 
86 
IV.22 Aproximación de la longitud costura-costura. 90 
IV.23 Coeficiente β para un cilindro lleno al 50% de líquido. 97 
IV.24 Distribución en la longitud costura-costura. 105 
IV.25 Guía de selección de material. 108 
IV.26 Tipos de soldadura y valores de eficiencia de soldadura. 112 
IV.27 Valores de esfuerzo máximo permisible. 114 
IV.28 Fórmulas para cálculo del espesor y selección de cabezales. 115 
IV.29 Sección de separador horizontal con cabezal semiesférico. 116 
IV.30 Sección de separador horizontal con cabezal semielíptico. 117 
IV.31 Sección de separador horizontal con cabezal toriesférico. 118 
IV.32 Sección de separador vertical con cabezal semiesférico. 120 
IV.33 Sección de separador vertical con cabezal semielíptico. 121 
IV.34 Sección de separador vertical con cabezal toriesférico. 122 
 
 Lista de tablas. 
 
 
iv 
Lista de tablas 
 
Tabla Descripción Página 
1 Tiempos de retención para separadores de dos fases. 76 
2 Tiempos de retención para separadores de tres fases. 77 
3 Ajustes para MAWP. 107 
4 Materiales recomendados para recipientes a presión. 109 
5 Códigos de especificación del material en el mundo. 109 
6 Diámetros y longitudes. Ejercicio 1. 130 
7 Resultados del ejercicio 1. 134 
8 Diámetros y longitudes. Ejercicio 2. 138 
9 Resultados del ejercicio 2. 142 
 Objetivos. 
 
 
v 
Objetivos 
 
Objetivo general. 
Establecer los criterios teóricos necesarios para efectuar el diseño de separadores 
utilizados en instalaciones de producción de petróleo y gas. El presente trabajo 
está limitado a un aspecto meramente teórico, con el fin de dar a conocer el 
procedimiento básico que se debe efectuar para diseñar recipientes separadores 
bifásicos y trifásicos. 
Objetivos particulares. 
 Exponer los principios básicos del funcionamiento de los separadores, así 
como su descripción, clasificación y aspectos mecánicos. 
 Conocer los aspectos más importantes de la normatividad bajo la cual se 
debe realizar el diseño de los equipos de separación. 
 Seleccionar las variables de dimensionamiento de los separadores bifásicos 
y trifásicos, para las configuraciones vertical y horizontal. 
 Mostrar la metodología base para efectuar el diseño de los equipos de 
separación y usarla en los casos de aplicación. 
 
 
 Capítulo 1. Introducción. 
 
 
1 
Capí tulo 1 
INTRODUCCIÓN 
Los fluidos que provienen de los yacimientos petroleros están constituidos por 
mezclas de aceite crudo (petróleo), gas natural, agua salada y arena; la proporción 
en la que se encuentran los hidrocarburos depende del tipo de yacimiento. Las 
condiciones de temperatura y presión en el yacimiento y la composición de la 
mezcla de hidrocarburos, son elementos con los cuales se determina si el 
yacimiento es de aceite negro, aceite volátil, gas y condensado o gas seco. De 
acuerdo con esto, se efectúa la configuración adecuada de los equipos y se 
establecen las condiciones de operación del sistema para el manejo superficial de 
los hidrocarburos producidos. 
Desde el yacimiento hasta la superficie, la temperatura y la presión de los fluidos 
petroleros cambian de manera constante, generando diversos patrones de flujo 
que pueden variar desde un monofásico hasta un multifásico. Este último, se 
presenta principalmente en la tubería de producción de los pozos y en las tuberías 
de descarga que se encuentran conectadas a la batería de separación. 
La mezcla de hidrocarburos proveniente del pozo, se recibe en el cabezal de 
recolección, desde donde se envía a la batería de separación con el objetivo de 
disgregar las fases gas-aceite-agua y eliminar impurezas provenientes del 
yacimiento. 
La separación física de estas fases es una de las operaciones esenciales en la 
producción, tratamiento y transporte de aceite crudo y gas, pues de esta manera 
se optimiza el proceso de comercialización de hidrocarburos cumpliendo con las 
especificaciones de calidad requeridas. 
Los separadores son los equipos utilizados para separar al gas de los líquidos, de 
manera que las fases al salir del recipiente se encuentren estabilizadas; es decir, 
 Capítulo 1. Introducción.2 
que los líquidos no contengan gas ocluido y el gas no contenga partículas de 
líquido. Estos recipientes son el paso inicial de procesamiento de crudo y gas en 
cualquier instalación superficial de producción. Por este motivo, un diseño 
inapropiado del separador puede originar una disminución en la capacidad de 
operación de todas las instalaciones asociadas con él, causando una serie de 
embotellamientos que afectan directamente a la producción. 
La importancia de la separación de los fluidos petroleros impacta directamente en 
la calidad de la producción, pues si no se cuenta con el equipo de separación 
correcto, el gas que va directamente a quemadores arrastra una cantidad 
considerable de aceite ligero, ocasionando grandes pérdidas económicas debido a 
que este aceite es el de más alto valor comercial. De igual manera, para el 
tratamiento de gas, es deseable eliminar la mayor cantidad de líquido, ya que éste 
genera problemas tales como: corrosión y abrasión del equipo de transporte, 
aumento en las caídas de presión y reducción en la capacidad de transporte de las 
líneas. 
Por estas razones, para obtener una alta eficiencia de separación, la selección de 
las variables de dimensionamiento de los equipos de separación, tanto bifásicos 
como trifásicos, verticales u horizontales, debe efectuarse cuidadosamente y 
considerando todos los aspectos que impacten de manera directa e indirecta. 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
3 
Capí tulo 2 
GENERALIDADES SOBRE SEDIMENTACIÓN Y DECANTACIÓN 
Los términos sedimentación y decantación son utilizados comúnmente de manera 
indistinta, sin embargo, la diferencia entre dichos conceptos está asociada al 
efecto del tiempo; ya que la sedimentación puede tener un largo periodo de 
duración, mientras que la decantación un tiempo implícito corto. 
La sedimentación es una operación unitaria que consiste en la remoción, por 
efecto gravitacional, de partículas en suspensión de un fluido, siendo estas 
partículas de un peso específico mayor que el del fluido que las contiene. 
Asimismo, se considera un fenómeno netamente físico relacionado 
exclusivamente con las propiedades de caída de las partículas, ya que éstas 
sedimentan de diferente forma dependiendo de sus características y de su 
concentración. 
La decantación es un proceso de separación físico basado en la diferencia de 
densidades entre los componentes de una mezcla líquido-líquido o sólido-líquido. 
Cuando la mezcla permanece en reposo, la diferencia de densidades incita a la 
separación de los componentes, siendo el más denso el que se sitúe en el fondo y 
el más liviano en la parte superior; logrando así, extraer de forma más sencilla el 
componente de interés. 
2.1 Sedimentación floculenta o decantación. 
Es el proceso mediante el cual se depositan partículas floculentas, producidas por 
la aglomeración de partículas coloidales desestabilizadas a consecuencia de la 
aplicación de agentes químicos en condiciones de reposo; se caracterizan por su 
tendencia natural a aglomerarse formando partículas de mayor tamaño a medida 
que van sedimentando, es decir, cambian de forma, tamaño, densidad y 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
4 
resistencia durante su caída. Estas partículas se generan durante los procesos de 
coagulación-floculación utilizados principalmente en la clarificación de aguas. 
Las partículas floculentas adquieren sus características casi definitivas durante la 
floculación y su comportamiento en un sedimentador es muy similar al de las 
partículas discretas, por lo que se puede representar con la ley de Stokes. 
2.2 Sedimentación simple. 
Tiene por objeto reducir la carga de sólidos sedimentables de tamaño de partícula 
relativamente grande. En este proceso se eliminan partículas no aglomerables o 
discretas, las cuales no cambian de forma, tamaño y densidad durante su caída. 
Dicha eliminación se lleva a cabo por disminución de la velocidad y turbulencia del 
fluido, es decir, cuando la fuerza de gravedad que rige a las partículas prevalece 
sobre la fuerza de arrastre del fluido. De modo que la partícula al caer libremente a 
través de un fluido en reposo, se acelera hasta que la resistencia a la fricción, o 
arrastre del fluido equilibra a la fuerza impulsora que actúa sobre ella. Finalmente 
la partícula se asienta a una velocidad uniforme (velocidad terminal). 
2.3 Principios de separación. 
La separación física de mezclas se logra mediante una combinación adecuada de 
los siguientes principios fundamentales: 
 Fuerza de gravedad 
 Fuerza centrífuga 
 Coalescencia 
 Momentum 
Toda separación emplea uno o más de estos principios, siempre y cuando las 
fases de los fluidos sean de densidades distintas e inmiscibles para que se logre la 
separación. 
 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
5 
2.3.1 Fuerza de gravedad. 
En este caso, la sedimentación se lleva a cabo únicamente en función de las 
propiedades del fluido y las características de las partículas. 
Debido a que el equipo que se requiere es muy simple, es el mecanismo de 
separación que más se utiliza. Cualquier sección ampliada en una línea de flujo, 
actúa como asentador de las gotas de líquido suspendidas en una corriente de 
gas. El asentamiento se debe a que se reduce la velocidad de flujo. Si el flujo es 
vertical, las partículas de líquido que se van a separar caen a contraflujo del gas y 
se aceleran hasta que la fuerza de arrastre se equilibra con la fuerza gravitacional. 
Después de esto, las partículas continúan cayendo a velocidad constante, la cual 
se conoce como velocidad de asentamiento o velocidad terminal. 
Dentro de un separador, las fuerzas gravitacionales actúan de manera tal que 
permiten segregar las diferentes fases de la corriente de entrada, gracias a la 
diferencia de densidades existentes entre los fluidos producidos. El gas tiende a ir 
hacia la parte superior del separador mientras que los líquidos se depositan en la 
parte inferior. 
El cálculo de la velocidad terminal vt para una gota de líquido de cierto diámetro, 
indica la velocidad máxima que debe tener el gas para permitir que gotas de este 
diámetro o mayor se separen. 
Para calcular esta velocidad, se utilizan conceptos de mecánica de fluidos 
aplicados al movimiento de partículas a través de un fluido. 
2.3.1.1 Mecánica aplicada al movimiento de partículas a través de un fluido. 
La teoría básica de los sólidos a través de los fluidos se basa en el concepto del 
movimiento libre de los cuerpos. En este caso, se considera que el movimiento de 
la partícula es en una sola dimensión y que se encuentra bajo la influencia de una 
fuerza externa, es decir, la gravedad. 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
6 
𝐹𝑔𝑐 = 𝑚
𝑑𝑣
𝑑𝜃
… … … (2.1) 
Donde: 
𝐹 = 𝐹𝑢𝑒𝑟𝑧𝑎 𝑟𝑒𝑠𝑢𝑙𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑞𝑢𝑒 𝑎𝑐𝑡ú𝑎 𝑠𝑜𝑏𝑟𝑒 𝑒𝑙 𝑐𝑢𝑒𝑟𝑝𝑜 
𝑚 = 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑢𝑒𝑟𝑝𝑜 
𝑑𝑣
𝑑𝜃
= 𝐴𝑐𝑒𝑙𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑢𝑒𝑟𝑝𝑜 
𝑔𝑐 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑔𝑟𝑎𝑣𝑖𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 
Además de la fuerza de gravedad Fg, existe una fuerza de empuje Fe hacia arriba 
y una fuerza de resistencia o arrastre Fr debida a la fricción que ejerce el fluido. 
 
Figura II.1 Fuerzas que actúan sobre la partícula. 
Al hacer el balance de fuerzas que actúan sobre la partícula, se tiene: 
(𝐹𝑔 − 𝐹𝑟 − 𝐹𝑒)𝑔𝑐 = 𝑚
𝑑𝑣
𝑑𝜃
… … … (2.2) 
La fuerza de gravedad Fg se expresa como la ley de Newton, 
𝐹𝑔𝑔𝑐 = 𝑚𝑎𝑔 … … … (2.3) 
Donde ag es la aceleración de la partícula que resulta de la fuerza de gravedad. 
 
 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
7 
A partir de la ecuación que define al coeficiente de arrastre CD, 
𝐶𝐷 =
2𝐹𝑟𝑔𝑐
𝑆𝑣𝑓
2𝜌
 
Se obtiene la fuerza de resistencia o arrastre: 
𝐹𝑟𝑔𝑐 =
𝐶𝐷𝑣𝑓2𝜌𝑆
2
… … … (2.4) 
Donde: 
𝑣𝑓 = 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑡í𝑐𝑢𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑎 𝑙𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 
𝜌 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 
𝑆 = Á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑠𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑡í𝑐𝑢𝑙𝑎 
La fuerza de empuje hacia arriba está determinada por el principio de Arquímedes; 
entonces, la masa del fluido desplazado por la partícula es: 
(
𝑚
𝜌𝑠
) 𝜌 
De modo que, 
𝐹𝑒𝑔𝑐 = (
𝑚
𝜌𝑠
) 𝜌𝑎𝑔 … … … (2.5) 
Donde ρs es la densidad de la partícula. 
Sustituyendo las ecuaciones 2.3, 2.4 y 2.5 en la ecuación 2.2 y dividiendo entre la 
masa de la partícula, se obtiene la ecuación general para la fuerza total que actúa 
sobre un cuerpo en cualquier campo de fuerzas: 
𝑑𝑣𝑓
𝑑𝜃
= 𝑎𝑔 −
𝜌𝑎𝑔
𝜌𝑠
−
𝐶𝐷𝑣𝑓
2𝜌𝑆
2𝑚
… … … (2.6) 
 
 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
8 
Recordando que la fuerza externa es la gravedad, ag es igual a la aceleración de 
la gravedad g, por lo tanto: 
𝑑𝑣𝑓
𝑑𝜃
= 𝑔 (1 −
𝜌
𝜌𝑠
) −
𝐶𝐷𝑣𝑓
2𝜌𝑆
2𝑚
… … … (2.7) 
Haciendo la consideración con una sola partícula, conforme ésta cae, la velocidad 
va aumentando hasta llegar al punto en que las fuerzas de aceleración y de 
resistencia se igualan 𝑑𝑣𝑓
𝑑𝜃
= 0. Es aquí, donde la velocidad de la partícula 
permanece constante durante el resto de la caída, hasta que las fuerzas se 
desbalancean. A esta última velocidad constante, se le llama velocidad terminal. 
Para partículas esféricas, 
Á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑠𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑡í𝑐𝑢𝑙𝑎 (𝑆) =
𝜋𝐷𝑝
2
4
 
𝑀𝑎𝑠𝑎 (𝑚) = (
𝜋𝐷𝑝
3
6
) 𝜌𝑠 
Donde Dp corresponde al diámetro de partícula. 
Sustituyendo S y m en la ecuación 2.7: 
𝑑𝑣𝑓
𝑑𝜃
= 𝑔 (1 −
𝜌
𝜌𝑠
) −
3𝐶𝐷𝑣𝑓
2𝜌
4𝐷𝑝𝜌𝑠
… … … (2.8) 
En la velocidad terminal 𝑑𝑣𝑓
𝑑𝜃
= 0; entonces, 
3𝐶𝐷𝑣𝑡
2𝜌
4𝐷𝑝𝜌𝑠
= 𝑔 (1 −
𝜌
𝜌𝑠
) … … … (2.9) 
 
 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
9 
Finalmente, despejando la velocidad terminal vt se obtiene: 
𝑣𝑡 = √
4(𝜌𝑠 − 𝜌)𝑔𝐷𝑝
3𝐶𝐷𝜌
… … … (2.10) 
Dicha ecuación, se refiere a la ley de Newton y se puede utilizar para calcular la 
velocidad terminal de partículas esféricas en régimen de flujo laminar y flujo 
turbulento, haciendo uso de la Figura II.2, con la cual se determina el valor de CD. 
 
*A partir de datos observados. 
Figura II.2 Coeficiente de arrastre de Newton vs número de Reynolds. 
(Referencia [1]) 
Como se puede observar en la ecuación anterior, el coeficiente de arrastre CD 
también es función de la velocidad terminal, por lo cual, resulta ser una ecuación 
con dos incógnitas. Para solucionar esto, se establece una segunda ecuación 
(Figura II.2) y se resuelve 2.10 para el CD, 
𝐶𝐷 =
4(𝜌𝑠 − 𝜌)𝑔𝐷𝑝
3𝑣𝑡
2𝜌
… … … (2.10𝑎) 
 𝐶𝐷 =
24
𝑅𝑒
+
3
𝑅𝑒1/2
+ 0.34 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
10 
De la ecuación del número de Reynolds, 
𝑅𝑒 =
𝐷𝑝𝜌𝑣𝑡
𝜇
 𝐷𝑜𝑛𝑑𝑒 𝜇 𝑒𝑠 𝑙𝑎 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 
Se despeja a la velocidad, 
𝑣𝑡 =
𝑅𝑒𝜇
𝐷𝑝𝜌
… … … (2.11) 
Y se sustituye en 2.10a: 
𝐶𝐷 =
4𝑔𝐷𝑝
3𝜌(𝜌𝑠 − 𝜌)
3𝑅𝑒2𝜇2
… … … (2.12) 
Finalmente, la ecuación anterior, se expresa en forma logarítmica, 
𝑙𝑜𝑔𝐶𝐷 = −2𝑙𝑜𝑔𝑅𝑒 + 𝑙𝑜𝑔 [
4𝑔𝐷𝑝
3𝜌(𝜌𝑠 − 𝜌)
3𝜇2
] … … … (2.13) 
dando lugar a una ecuación para una línea recta, en la cual, vt no aparece pero 
puede calcularse al graficar dicha ecuación en la Figura II.2. La intersección de 
esta recta con la curva de esfericidad indica el número de Reynolds terminal, de 
donde puede ser determinada la vt. 
De la misma manera en que se obtuvo la ecuación 2.13, se puede desarrollar una 
expresión en la cual no aparezca el diámetro de partícula Dp. Para ello, en vez de 
despejar a la velocidad terminal vt del número de Reynolds, se despeja Dp, 
𝐷𝑝 =
𝑅𝑒𝜇
𝜌𝑣𝑡
… … … (2.14) 
se sustituye en 2.10a: 
𝐶𝐷 =
4𝑔𝑅𝑒𝜇(𝜌𝑠 − 𝜌)
3𝜌2𝑣𝑡
3 … … … (2.15) 
 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
11 
Finalmente, se expresa en forma logarítmica: 
𝑙𝑜𝑔𝐶𝐷 = 𝑙𝑜𝑔𝑅𝑒 + 𝑙𝑜𝑔 [
4𝑔(𝜌𝑠 − 𝜌)𝜇
3𝜌2𝑣𝑡
3 ] … … … (2.16) 
Con esta ecuación, es posible determinar el tamaño de una partícula con una 
velocidad terminal específica. 
Stokes desarrolló una expresión para la velocidad terminal independiente del 
coeficiente de arrastre, para partículas en régimen laminar. 
La siguiente ecuación representa a la fuerza de fricción del fluido que actúa sobre 
una esfera, cuando el movimiento relativo produce flujo laminar: 
𝐹𝑟 = 3𝜋𝐷𝑝𝜇𝑣𝑓 … … … (2.17) 
Sustituyendo la ecuación 2.17 en 2.2 con los demás términos de fuerza: 
𝑚
𝑑𝑣𝑓
𝑑𝜃
= 𝑚 (1 −
𝜌
𝜌𝑠
) 𝑔 − 3𝜋𝐷𝑝𝜇𝑣𝑓 … … … (2.18) 
Como se indicó anteriormente, para partículas esféricas 𝑚 = (𝜋𝐷𝑝
3
6
) 𝜌𝑠. Por lo 
tanto, 
(
𝜋𝐷𝑝
3
6
) 𝜌𝑠
𝑑𝑣𝑓
𝑑𝜃
=
𝜋𝐷𝑝
3
6
(𝜌𝑠 − 𝜌)𝑔 − 3𝜋𝐷𝑝𝜇𝑣𝑓 
Eliminando términos: 
𝑑𝑣𝑓
𝑑𝜃
=
(𝜌𝑠 − 𝜌)𝑔
𝜌𝑠
−
18𝜇𝑣𝑓
𝐷𝑝2𝜌𝑠
… … … (2.19) 
En la velocidad terminal, 
𝑑𝑣𝑓
𝑑𝜃
= 0 de modo que: 
𝑣𝑡 =
(𝜌𝑠 − 𝜌)𝑔𝐷𝑝
2
18𝜇
… … … (2.20) 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
12 
Esta ecuación, es un enunciado de la ley de Stokes que se aplica para la caída de 
partículas esféricas en flujo laminar. 
Si nuevamente se resuelve la ecuación 2.10 para el coeficiente de fricción CD, 
𝐶𝐷 =
4(𝜌𝑠 − 𝜌)𝑔𝐷𝑝
3𝑣𝑡
2𝜌
… … … (2.10𝑎) 
Y en esta nueva se sustituye la ecuación 2.20, 
𝐶𝐷 =
4(𝜌𝑠 − 𝜌)𝑔𝐷𝑝
3𝑣𝑡𝜌
∙
18𝜇
(𝜌𝑠 − 𝜌)𝑔𝐷𝑝2
 
𝐶𝐷 =
24𝜇
𝐷𝑝𝑣𝑡𝜌
… … … (2.21) 
Finalmente, sustituyendo el número de Reynolds: 
𝐶𝐷 =
24
𝑅𝑒
… … … (2.22) 
La expresión obtenida se aplica únicamente para flujo en régimen laminar. 
Cuando el flujo se encuentra dentro de un régimen no laminar, la velocidad 
terminal también se puede calcular utilizando el número de Arquímedes Ar, 
𝐴𝑟 =
𝑑𝑝
3(𝜌𝑠 − 𝜌)𝜌𝑔
𝜇2
… … … (2.23) 
Y la Figura II.3, con el cual se obtiene el número de Lyaschenko Ly, 
𝐿𝑦 =
𝑣𝑓
3𝜌2
𝜇(𝜌𝑠 − 𝜌)𝑔
… … … (2.24) 
 
 
 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
13 
Por último, se calcula la velocidad terminal con la siguiente expresión: 
𝑣𝑡 = √
𝐿𝑦𝜇(𝜌𝑠 − 𝜌)𝑔
𝜌2
3
… … … (2.25) 
Para partículas irregulares, la velocidad terminal se determina introduciendo en el 
número de Arquímedes el diámetro equivalente de la partícula deq, el cual, se 
calcula como el diámetro de una esfera cuyo volumen V es igual al del cuerpo 
irregular: 
𝑑𝑒𝑞 = √
6
𝜋
𝑉
3
 𝑜 𝑏𝑖𝑒𝑛: 𝑑𝑒𝑞 = 1.24√
𝑚
𝜌
3
 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
14 
 
Figura II.3 Números de Re y Ly en función del número de Ar. 
(Curvas 1 y 6, partículas esféricas; 2, partículas redondeadas; 3, partículas angulares; 4, 
partículas oblongas; 5, partículas laminares) 
(Referencia [12]) 
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10: 
6 
7:l '. 
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6 6 
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2 
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2 
10: "'" 
10° 
8 
6 6 
4 , 1 
2 
~ 11 111 111111 mil -10'" 10 1 
ul' 2 4 68101 2 4 6810' 2 4 68103 2 4 6810'. 2 46810'2 4 6810' 2 4 6 8107 
Ar 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
15 
En la práctica, se encuentra un gran número de partículas presentes (no sólo una) 
por lo que, las partículas contiguas interfieren en el movimiento de otras partículas 
individuales afectando los gradientes de velocidad para cada una de ellas. De 
modo que, en este flujo retardado, la velocidad de sedimentación es 
considerablemente menorque la que puede calcularse con la ecuación 2.20. Por 
ello, se asume que la partícula sedimenta mejor a través de una suspensión de 
partículas en un fluido que a través del fluido mismo. 
La viscosidad de la suspensión es considerablemente mayor que la del fluido, 
debido a la interferencia de las capas fronterizas que actúan alrededor de las 
partículas sólidas y también debido al coeficiente de fricción originado por dichas 
partículas. 
Por lo anterior, resulta imposible hacer predicciones generales sobre la viscosidad 
de una suspensión, de modo que, la extrapolación de cualquier variable debe 
llevarse a cabo con cuidado además de realizar determinaciones experimentales 
para obtener valores exactos. 
2.3.2 Fuerza centrífuga. 
Esta fuerza es bastante útil cuando se requiere aplicar una fuerza superior a la 
gravedad para lograr separaciones del tipo de las que se llevan a cabo con la 
filtración; por lo que, en esencia, la centrifugación es una decantación selectiva de 
los componentes insolubles de una mezcla bajo condiciones de gravedad artificial. 
Las fuerzas centrífugas se apoyan en la diferencia de densidad entre líquido y gas 
para poder separar ambas fases de modo que, al ser centrifugado un líquido junto 
con su gas, el primero liberará al segundo. 
La fuerza centrífuga a la que se someten las partículas de líquido suspendidas en 
una corriente de gas puede ser varias veces mayor que la fuerza de gravedad que 
actúa sobre ellas. Este principio mecánico se emplea tanto en la sección primaria 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
16 
de un separador como en algunos tipos de extractor de niebla, por ejemplo, del 
tipo ciclónico. 
La separación de sólidos y fluidos en un ciclón generalmente envuelve tamaños de 
partículas suficientemente pequeñas para suponer válida la ley de Stokes, que 
respecta a la velocidad del gas. Por lo tanto, volviendo a la ecuación 2.6, la fuerza 
externa a la que está sometida la partícula se refiere al campo centrífugo, 
𝑎𝑒 = 𝑟𝜔
2 
donde r es el radio de la trayectoria y ω la velocidad angular. De modo que, la 
ecuación 2.6 queda: 
𝑑𝑣
𝑑𝜃
= 𝑟𝜔2 (1 −
𝜌
𝜌𝑠
) −
𝐶𝐷𝜌𝑣
2𝑆
2𝑚
… … … (2.26) 
Al sustituir el término de masa y área proyectada para partículas esféricas junto 
con los términos de fuerza correspondientes, se obtiene: 
𝜋𝐷𝑝
3
6
𝑟𝜔2(𝜌𝑠 − 𝜌) = 3𝜋𝐷𝑝𝑣𝑅𝜇 … … … (2.27) 
Donde vR es la velocidad radial de la partícula. Pero, al tomar en cuenta que 
𝑟𝜔2 =
𝑣𝑡𝑎𝑛
2
𝑟
 donde 𝑣𝑡𝑎𝑛 se refiere a la velocidad tangencial de la partícula de radio 
r, la ecuación 2.27 queda: 
𝜋𝐷𝑝
3
6
∙
𝑣𝑡𝑎𝑛
2
𝑟
(𝜌𝑠 − 𝜌) = 3𝜋𝐷𝑝𝑣𝑅𝜇 … … … (2.27𝑎) 
Resolviendo para la velocidad radial se tiene: 
𝑣𝑅 = [
𝐷𝑝
2
18
∙
(𝜌𝑠 − 𝜌)
𝜇
]
𝑣𝑡𝑎𝑛
2
𝑟
… … … (2.28) 
 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
17 
Finalmente, el término que se encuentra entre corchetes es la velocidad terminal 
gravitacional de la partícula, omitiendo la constante g. Por lo tanto, 
𝑣𝑅 =
𝑣𝑡
𝑔
∙
𝑣𝑡𝑎𝑛
2
𝑟
… … … (2.29) 
Se observa que, entre más grande sea la velocidad terminal, mayor será la 
velocidad radial y, por ende, más sencillo separar la partícula. 
Es posible calcular el tamaño de partícula más pequeño que puede ser retenido 
por el ciclón; sin embargo, en la práctica, la aglomeración de partículas tiende a 
desviar estos cálculos. 
2.3.3 Coalescencia. 
Es el fenómeno mediante el cual las partículas líquidas de tamaño pequeño se 
unen entre sí para formar gotas de mayor tamaño, de manera tal que puedan 
separarse del gas por asentamiento gravitatorio. La tensión superficial de los 
líquidos hace que la formación de gotas sea esférica, forma geométrica de menor 
superficie de una masa conocida. Asimismo, el concepto de coalescencia está 
basado en tener un gran área de superficie de contacto ya que, entre más área de 
superficie sea provista, más eficiente será el proceso de separación. 
Con este mecanismo de separación se logran eliminar pequeñas gotas de líquido 
suspendidas en una corriente de gas. Estas gotas que viajan en el flujo de gas, 
chocan con obstrucciones donde quedan depositadas y coalescen, logrando así, 
superar las tensiones superficiales individuales y separarse por gravedad. 
La coalescencia también se puede lograr al utilizar fuerzas electrostáticas. Esto 
consiste en someter a la emulsión a un campo eléctrico intenso, generado por la 
aplicación de alto voltaje entre dos electrodos. El campo eléctrico induce la 
formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo que genera atracción 
entre ellas, incrementando su contacto y dando lugar a la coalescencia. 
 Capítulo 2. Generalidades sobre sedimentación y decantación. 
 
 
18 
Finalmente, el tamaño de las gotas aumenta permitiendo que sedimenten por 
acción de la gravedad. 
 
 Figura II.4 Coalescencia. Unión de gotas pequeñas para formar gotas de mayor 
tamaño. 
2.3.4 Momentum. 
El momentum generalmente se emplea para separar grandes volúmenes de gas y 
aceite corrientes, preferentemente, de dos fases. 
Un flujo multifásico de diferentes densidades tiende a tener diferentes momentum, 
situación que se aprovecha para lograr la separación de las fases. Si una corriente 
bifásica cambia bruscamente de dirección, el fuerte momentum no permitirá que 
las partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase 
liviana; es decir, la fase de menor momentum (gas) se desviará más rápidamente 
que la de mayor momentum (líquido). 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
19 
Capí tulo 3 
SEPARADORES BIFÁSICOS Y TRIFÁSICOS 
Los separadores son recipientes presurizados, normalmente fabricados en acero, 
que se utilizan para separar un fluido en sus diferentes fases mediante el principio 
de diferencia de densidades. En la industria petrolera, se utilizan para disgregar la 
mezcla de hidrocarburos proveniente del pozo de extracción en sus componentes 
básicos, petróleo y gas. Además, el separador permite aislar los hidrocarburos de 
otros componentes indeseables como el agua y la arena. 
Las principales funciones de un separador son las siguientes: 
 Permitir una primera separación entre los hidrocarburos, esencialmente 
líquidos y gaseosos. 
 Refinar el proceso por medio de la recolección de partículas líquidas 
presentes en la fase gaseosa. 
 Liberar parte de la fracción gaseosa que pueda permanecer en la fase 
líquida. 
 Descargar de manera aislada las fases líquida y gaseosa para evitar que se 
puedan volver a mezclar total o parcialmente. 
 
3.1 Secciones de un separador. 
Para lograr una separación óptima, los recipientes separadores constan de cuatro 
secciones principales: 
1) Sección de separación primaria o desviación 
2) Sección de almacenamiento de líquido o sumidero 
3) Sección de asentamiento por gravedad 
4) Sección de extracción de niebla o coalescencia 
 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
20 
3.1.1 Sección de separación primaria o desviación. 
Generalmente, la corriente que entra al separador es una mezcla turbulenta de 
gas y líquido, a alta velocidad, por lo que los fluidos que ingresan tienen un alto 
momentum. 
En esta sección, es donde se separa la mayor porción de líquido presente en la 
fase gaseosa gracias al cambio abrupto de dirección del flujo que se encarga de 
absorber el momentum y de reducir la turbulencia del flujo. 
La entrada puede tener una boquilla que dirige el flujo tangencialmente o bien, una 
placa desviadora que aprovecha los efectos inerciales de la fuerza centrífuga para 
separar grandes volúmenes de líquido de la corriente gaseosa. 
3.1.2 Sección de recolección o almacenamiento de líquido. 
Se encuentra en el fondo del recipiente y es la que se encarga de proveer eltiempo de retención necesario para que el gas que pudiera encontrarse dentro de 
la fase líquida se libere hacia la sección de asentamiento por gravedad. 
La sección de recolección de líquido debe estar situada en el separador de 
manera tal, que el líquido acumulado no sea arrastrado por la corriente de gas que 
fluye a través del separador. Además, debe estar provisto de un volumen extra 
para controlar slugs (flujo tipo bala). El grado de separación depende del tiempo 
de retención que se provea. 
Los factores que afectan la eficiencia del tiempo de retención son: la cantidad de 
líquido que el separador puede contener, la velocidad a la que los fluidos entran al 
recipiente y la diferencia de densidad de los fluidos. 
3.1.3 Sección de asentamiento por gravedad. 
Es la parte del separador donde el gas fluye a una velocidad relativamente baja y 
con poca turbulencia. La corriente de gas, trae consigo pequeñas gotas de líquido 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
21 
dispersas que no pudieron ser removidas en la sección de separación primaria; de 
modo que, en la sección de asentamiento, las gotas dispersas caen por efecto 
gravitacional a la interfase gas-líquido. 
La sección de asentamiento por gravedad se dimensiona de tal forma que las 
gotas de líquido de 100µm a 140 µm caigan a la interfase gas-líquido, ya que este 
tamaño de partícula causa problemas de sobrecarga en el extractor de niebla 
ubicado a la salida del separador. 
3.1.4 Sección de extracción de niebla o coalescencia. 
El gas que abandona la sección de asentamiento contiene gotas muy pequeñas 
de líquido, generalmente más pequeñas que 100 µm. Una vez que el gas 
abandona el recipiente, pasa a través de la sección de coalescencia o extracción 
de niebla. 
Esta sección está provista de elementos de coalescencia, los cuales brindan una 
amplia superficie de contacto en donde las pequeñas gotas de líquido se colectan, 
se acumulan y se drenan a través de un conducto dirigido a la sección de 
acumulación de líquidos. 
El dispositivo utilizado en esta parte del separador, conocido como extractor o 
eliminador de niebla, regularmente está constituido por un conjunto de veletas o 
aspas, alambres entretejidos, o por tubos ciclónicos. 
3.2 Clasificación de los separadores. 
Los separadores se clasifican, generalmente, de dos maneras: por el número de 
fases a separar y por su forma o configuración. 
De acuerdo al número de fases a separar, estos equipos pueden ser bifásicos o 
trifásicos. El separador bifásico separa al gas de la corriente total de líquidos 
mientras que el trifásico separa, aparte de los hidrocarburos, el agua libre de la 
corriente de gas. 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
22 
En cuanto a su configuración, los separadores se clasifican en cilíndricos y 
esféricos; y a su vez, los cilíndricos se clasifican en horizontales y verticales. La 
selección de la configuración del separador debe fundamentarse en la 
optimización del diseño y en la factibilidad económica. Por ello, es importante 
tener en cuenta el servicio para el cual se diseña la unidad y cuáles son las 
variables que se pueden manipular para así poder disminuir los costos del equipo. 
Existe una clasificación adicional que se refiere a la función del separador: de 
producción y de prueba. Los primeros reciben la producción de varios pozos, 
mientras que los segundos, la de un solo pozo; esto con el fin de diagnosticar 
problemas en el pozo, evaluar el rendimiento de producción y manejar de forma 
adecuada las reservas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Clasificación 
de los 
separadores 
Función 
Fases a 
separar 
Configuración 
Prueba 
Producción 
Trifásicos 
Bifásicos 
Horizontales 
Esféricos 
Cilíndricos 
Verticales 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
23 
3.2.1 Separadores horizontales. 
Utilizados principalmente para la separación de grandes volúmenes de gas que 
acompañan un gran flujo de líquido; normalmente la cantidad de líquido es mayor 
a la de gas. 
3.2.1.1 De dos fases o bifásicos. 
 
Figura III.1 Separador horizontal bifásico. 
La mezcla de hidrocarburos que entra por el extremo del cilindro, choca contra el 
desviador de ingreso, también conocido como deflector de alimentación, causando 
un cambio importante en el momentum de la corriente; lo cual, genera fuerza 
centrífuga, facilitando así la separación de fases. El gas fluye sobre el desviador 
de ingreso y horizontalmente a través de la sección de asentamiento por 
gravedad, encima del líquido. A medida que el gas fluye a través de esta sección, 
pequeñas gotas de líquido caen en la interfase gas-líquido. Las diminutas gotas de 
líquido que no se asentaron, son arrastradas por la corriente de gas hacia el 
extractor o eliminador de niebla. 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
24 
La presión del separador se mantiene constante por medio de un controlador de 
presión, el cual registra la presión del equipo y envía una señal para abrir o cerrar 
la válvula de control de presión que regula el gasto de gas a la salida del 
separador. 
Normalmente los separadores horizontales son operados con el nivel del líquido a 
la mitad del diámetro del separador para maximizar el área de la interfase gas-
líquido. 
3.2.1.2 De tres fases o trifásicos. 
A este tipo de separador también se le denomina separador de agua libre porque 
puede separar gas, petróleo y agua. Una de sus tareas principales es retirar el 
agua de la mezcla de hidrocarburos, pues ésta causa diversos problemas como 
corrosión, formación de hidratos o emulsiones compactas que son difíciles de 
romper. 
 
Figura III.2 Separador horizontal trifásico. 
Al igual que en el separador bifásico, el fluido que entra al separador choca con el 
desviador de ingreso propiciando la separación inicial de líquido y gas. En la 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
25 
mayoría de los diseños, el desviador de ingreso contiene una bajante 
(downcomer) que dirige el flujo del líquido por debajo de la interfase gas-aceite 
hasta la vecindad de la interfase aceite-agua. La sección de recolección de líquido 
en el separador provee el suficiente tiempo de retención para que el aceite y la 
emulsión formen una capa o colchón de aceite en la parte intermedia mientras el 
agua libre se va al fondo. 
Cuando el aceite pasa sobre la mampara de decantación, su altura es regulada 
por un controlador de nivel que opera la válvula de vaciado. De igual manera, un 
controlador de nivel mantiene estable la altura de la interfase aceite-agua. Dicho 
controlador acciona la válvula para vaciar el agua cuando es necesario, 
permitiendo la salida de cierta cantidad hasta que la interfase aceite-agua esté 
nuevamente a la altura diseñada. 
Normalmente, tanto el vertedero de agua como el de aceite son ajustables de 
manera que se pueda acomodar cuando ocurra un cambio en la gravedad 
específica del aceite o en la tasa de flujo. 
El gas que fluye horizontalmente en el separador pasa a través del extractor de 
niebla y, de ahí, a una válvula de control de presión, la cual, mantiene constante la 
presión dentro del separador. 
3.2.2 Separadores verticales. 
Se utilizan principalmente cuando el flujo de gas contiene líquidos y sólidos. En 
este diseño, el flujo de gas está limitado debido al arremolinamiento generado en 
la entrada, pues las partículas líquidas fluyen hacia abajo mientras que las 
gaseosas lo hacen hacia arriba. 
El separador vertical también se utiliza frecuentemente en plataformas costa 
afuera, donde la cantidad de espacio es limitada. 
 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
26 
3.2.2.1 De dosfases o bifásicos. 
 
Figura III.3 Separador vertical bifásico. 
El caudal proveniente de los pozos entra al separador por la parte lateral superior, 
al chocar con el desviador de ingreso se efectúa la separación primaria de las 
fases líquido y gas. El líquido se precipita hacia la sección de recolección de 
líquido, que, después de un tiempo de retención, se descarga por medio de la 
válvula de control de nivel o válvula de descarga de líquido. 
Cuando el líquido alcanza el equilibrio, las burbujas de gas que fueron arrastradas 
por el líquido, migran a la fase gaseosa, asimismo, en la sección de asentamiento 
gravitacional, la mayor parte de las gotas de líquido arrastradas por el gas 
precipitan hacia la sección de recolección de líquido. Finalmente, en el extractor 
de niebla coalescen las pequeñas gotas de líquido remanentes en la corriente de 
gas de salida del separador. 
En el separador vertical, la presión y el nivel se mantienen constantes, tal como en 
el separador horizontal. 
o alimentación 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
27 
3.2.2.2 De tres fases o trifásicos. 
 
Figura III.4 Separador vertical trifásico. 
Al igual que en los separadores bifásicos, en la parte superior de la sección de 
recolección se colecta el crudo y en la parte inferior el agua. Ambas partes tienen 
sus propios controladores de nivel y válvulas de control. 
Después de la separación primaria, el aceite y el agua caen a la sección de 
recolección donde se separan por efectos gravitacionales. Al igual que en el 
separador horizontal trifásico, esta configuración cuenta con una bajante o down-
comer que dirige el flujo del líquido por debajo de la interfase gas-aceite hasta la 
vecindad de la interfase aceite-agua. También tiene una chimenea que se encarga 
de igualar la presión entre la sección inferior y la sección de gas. 
El control de nivel de los líquidos es muy importante en los separadores de tres 
fases. El límite común tanto para el agua como del aceite, debe estar dentro de los 
parámetros para que la válvula del crudo no descargue agua en lugar de aceite. 
Por otro lado, un controlador o válvula deficiente podría hacer que tanto el agua 
como el aceite sean depositados en el agua con residuos. 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
28 
3.2.3 Separadores esféricos. 
Los separadores esféricos se pueden considerar como un caso especial de 
separadores verticales sin un casco cilíndrico entre los dos cabezales. Este diseño 
es muy eficiente desde el punto de vista de contención de presión, sin embargo, 
limita bastante la capacidad para manejar líquido. Debido a lo anterior, los 
separadores esféricos ya no son especificados para aplicaciones en campos 
petroleros tierra adentro, pero se les recomienda para operaciones submarinas en 
yacimientos petroleros cuya profundidad no exceda de 3000 metros. 
 
 
Figura III.5 Separador esférico. 
La corriente de fluidos entra por un punto dado y es llevado hacia el extremo 
opuesto donde se encuentra el desviador de ingreso y la corriente se divide en 
dos, formando un ángulo de 180°. De este modo, la corriente se distribuye por 
toda la circunferencia del equipo dando lugar a la primera separación de fases, en 
donde el líquido se va al fondo (sección de recolección de líquidos) y el gas hacia 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
29 
arriba (sección de asentamiento por gravedad). El extractor de niebla se encuentra 
en la parte superior del separador y, antes de abandonar el equipo, el gas pasa a 
través de él para eliminar las gotas más pequeñas de líquido que están en la 
corriente. 
En este separador, el volumen ocupado por la sección de recolección de líquidos 
debe ser pequeño en comparación al volumen total del separador a fin de que se 
pueda manejar una cantidad alta de gas y éste pueda salir con una mínima 
cantidad de gotas de líquido. La mampara horizontal con orificios se usa para 
separar las zonas de gas y líquido. 
 
 
Figura III.6 Separador esférico bifásico. 
 
 
 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
30 
Los separadores esféricos trifásicos operan bajo los mismos principios de los 
separadores verticales y horizontales de tres fases. 
 
Figura III.7 Separador esférico trifásico. 
3.2.4 Ventajas y desventajas de las configuraciones horizontal, vertical y 
esférica. 
Separadores horizontales. 
 Ventajas: 
 Facilita la desgasificación del líquido, debido a que esta 
configuración tiene mayor área superficial. 
 Ideales para manejar aceite con alto contenido de espuma. 
 Su instalación, mudanza y mantenimiento son menos complejos. 
 Adecuados para manejar grandes capacidades de gas. 
Desventajas: 
 Ocupan bastante espacio horizontal. 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
31 
 No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen 
materiales sólidos como lodo y arena, por la dificultad de su 
limpieza. 
 El control de nivel de líquido es más crítico que en los separadores 
verticales. 
Separadores Verticales. 
 Ventajas: 
 Recomendables para manejar fluidos de pozos con alto contenido de 
sólidos como lodo y arena, debido a lo sencillo de su limpieza. 
 El control de nivel no es crítico, ya que los flotadores verticales que 
se instalan en su interior son más sensibles a los cambios. 
 Es menor la tendencia de revaporización de los líquidos. 
 Ideales para manejar flujo tipo bala (slug). 
 Ocupan poco espacio. 
Desventajas: 
 Su instalación es compleja. 
 Para manejar la misma cantidad de gas que en un separador 
horizontal, es necesario un diámetro más grande. 
 Son más costosos que los separadores horizontales. 
Separadores esféricos. 
 Ventajas: 
 Son más económicos que los separadores verticales y horizontales 
 Su limpieza y mantenimiento son menos complejos. 
 Por ser más compactos, requieren menos espacio que los 
separadores verticales y horizontales. 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
32 
Desventajas: 
 Tienen un espacio de separación limitado. 
3.2.5 Otros tipos de separadores. 
Existen denominaciones comunes para algunas variantes de los separadores, sin 
embargo, todos tienen la misma configuración y el tamaño se elige de acuerdo al 
procedimiento para el cual se requiera. 
3.2.5.1 Separador centrífugo o ciclónico. 
Trabaja bajo el principio de que la separación de partículas puede ser intensificada 
si se somete a una fuerza de tipo centrífuga. Este separador, consiste en una 
tubería instalada verticalmente con una entrada tangencial inclinada y salidas 
ubicadas en el tope y en el fondo de dicha tubería. La entrada tangencial permite 
que, al ingresar el flujo, éste forme un remolino y se generen fuerzas centrífugas; 
por lo que, las partículas de líquido chocan con las paredes de la tubería y se van 
al fondo, mientras el gas se dirige al tope. 
 
Figura III.8 Separador centrífugo. 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
33 
3.2.5.2 Separadores venturi o scrubber venturi. 
También son conocidos como depuradores venturi o atomizadores de gas y se 
utilizan principalmente para eliminar partículas de 15 µm, o menos, suspendidas 
en gas. Dentro del separador se encuentra una sección de “garganta” que acelera 
a la corriente de gas y aumenta su turbulencia a medida que la conducción se 
estrecha y enseguida se expande. Después, cuando la corriente desacelera, los 
impactos posteriores causan la aglomeración de gotas de líquido y así, su 
separación del gas. 
 
Figura III.9 Separador venturi. 
Nota. La palabra scrubber hace referencia a un equipo lavador de gases, y los hay 
de dos tipos: 
 Separadoresfísicos: venturi y tanque knockout. 
 Separadores químicos: absorbedores. 
 
 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
34 
3.2.5.3 Separadores de filtro. 
Su configuración puede ser horizontal o vertical y se utilizan principalmente como 
depuradores de gas antes de entrar a equipos de compresión. Este separador, 
tiene dos compartimientos. El primero alberga un filtro coalescente o tubos de 
filtración que, a medida que el gas fluye a través de ellos, las partículas pequeñas 
de líquido se agrupan para formar gotas más grandes que son empujadas hacia el 
núcleo del filtro gracias a la presión del gas. Posteriormente, la corriente pasa al 
segundo compartimiento en donde se encuentra un extractor de niebla, el cual se 
encarga de remover el líquido remanente. En ocasiones, este separador contiene 
un barril en la parte inferior para almacenar líquidos. Este separador es capaz de 
remover el 100% de partículas de 1 µm y el 99% de partículas de medio 
micrómetro. 
 
Figura III.10 Separador de filtro. 
 
 
 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
35 
3.2.5.4 Separador de dos barriles. 
En este diseño, las cámaras de gas y de líquido están separadas. Cuando la 
corriente entra al barril superior choca con el desviador de ingreso y el líquido libre 
se drena a través de una tubería de flujo al barril inferior. Por esta misma tubería, 
las pequeñas cantidades de gas que fueron arrastradas por el líquido se dirigen a 
la cámara de gas. 
El propósito de este recipiente es no permitir que las oleadas de gas vuelvan a 
arrastrar al líquido. 
 
Figura III.11 Separador de dos barriles. 
 
 
 
 
 
 
o mampara 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
36 
3.2.5.5 Separador con bota decantadora. 
Este tipo de separador se utiliza cuando en un fluido trifásico la fase líquida más 
pesada se encuentra en poca cantidad. El criterio de diseño es que la fase líquida 
liviana esté desprovista de la pesada y, a pesar de que la bota decantadora o 
pierna de extracción representa un costo adicional, éste disminuye si el diseño 
considera a la fase pesada dentro del cuerpo del separador. 
Este equipo tiene en el cuerpo principal un control de nivel gas-líquido y en la bota 
decantadora un control de nivel líquido-líquido. 
 
Figura III.12 Separador con bota decantadora. 
 
 
 
 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
37 
3.2.5.6 Scrubber, knockout drum, tanque knockout o tanque separador de 
arrastre. 
Es un separador bifásico utilizado para recuperar líquido de las corrientes de 
salida de gas de separadores de producción, o bien, para atrapar líquido 
condensado por enfriamiento o caídas de presión. Estos separadores están 
diseñados para manejar una relación gas/líquido muy alta, por lo que el líquido 
entra totalmente disperso en el gas, como una niebla. 
Su configuración es, típicamente, vertical aunque también puede ser horizontal. Se 
colocan a la entrada de compresores, a la salida de equipos que puedan causar 
condensación como enfriadores y antes del venteo o quema de gas. 
 
Figura III.13 Scrubber o tanque knockout. 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
38 
3.2.5.7 Slug catcher. 
Es un equipo diseñado para recibir grandes volúmenes de líquido en intervalos 
irregulares. Presenta tres configuraciones: 1) De barril individual. Consiste en un 
solo recipiente horizontal cuya función es separar partículas inferiores a 10 µm. 
2) De doble barril. Constituido por dos recipientes horizontales que reciben flujos 
mayores de gas y líquido. 3) De tipo dedo. Conjunto de tuberías direccionadas 
para altos volúmenes de producción. Separa partículas mayores a 50 µm. 
Su función principal es estabilizar la producción que va llegando a una batería 
cuando la producción de los pozos presenta slugs (burbulas tipo bala, o bien, 
grandes secciones de gas entre tramos de líquido). El líquido proveniente del slug 
catcher se envía a los separadores para poder estabilizar la entrada de fluido y 
complementar la separación de fases. Este tipo de separador es común en 
plataformas de producción donde la línea del pozo viene por el lecho del mar y, al 
llegar a la plataforma, debe ascender de 150 a 200 ft, lo que ocasiona segregación 
de fluidos en la tubería y consecuentemente la formación de slugs. Si el flujo 
intermitente llegara directamente a un separador convencional se presentarían 
problemas en el funcionamiento de los equipos debido a las tasas de flujo 
inestables. 
 
Figura III.14 Slug catcher de tipo dedo. 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
39 
3.3 Métodos de control de nivel dentro de separadores. 
3.3.1 Configuración horizontal. 
En el primer método se instalan dos flotadores, uno para controlar el nivel en la 
interfase emulsión-agua y otro para controlar el nivel de aceite. Este sistema 
también cuenta con un vertedero en donde se deposita el aceite. 
 
Figura III.15 Sistema de control de nivel por medio de flotadores y vertedero. 
Ventajas: 
 El volumen del área de recolección de líquidos es mayor. 
 El vertedero de aceite es ajustable. 
 Los controladores de nivel se pueden ajustar para tener diferentes 
volúmenes de retención. 
 Si la descarga de aceite falla, sólo saldrá aceite. 
Desventajas: 
 Si el controlador de nivel del aceite falla se corre el riesgo de que el aceite 
se vuelva a mezclar con la emulsión y el agua. 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
40 
 Si el controlador de la interfase falla, la emulsión y el agua pueden pasar al 
vertedero. 
 Si la descarga de agua falla, hay riesgo de que salga agua y emulsión. 
En el segundo método se colocan dos vertederos dentro del separador, uno de 
ellos alberga al aceite y el otro al agua. Asimismo, se utilizan dos flotadores que 
regulan el nivel de líquido dentro de cada uno de los vertederos. 
 
Figura III.16 Sistema de control de nivel por medio de flotadores y vertederos. 
Ventajas: 
 Se reduce el riesgo de que el agua pueda volver a mezclarse con el aceite 
y viceversa. 
 Si las descargas de aceite o agua fallan, no saldrán mezclas de líquidos. 
 Es fácil de operar. 
Desventajas: 
 La limpieza y el mantenimiento son complicados. 
 El volumen disponible en la sección de recolección de líquidos muy 
reducido. 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
41 
3.3.2 Configuración vertical. 
En el primer método se usa un flotador para controlar la interfase gas-aceite y otro 
para la interfase aceite-agua. El primero regula la descarga de aceite y el segundo 
la descarga de agua. Esta forma de control, también llamada de desplazamiento, 
puede ser utilizada en separadores horizontales y esféricos; sin embargo, su 
aplicación más adecuada es en separadores verticales porque la altura de las 
columnas de aceite y agua permite que haya más distancia de separación entre 
los flotadores de los controladores de nivel. 
 
Figura III.17 Sistema de control de nivel por medio de flotadores. 
Ventajas: 
 La limpieza y el mantenimiento son sencillos. 
 Los controladores de nivel se pueden cambiar de lugar, por lo que se 
pueden tener diferentes volúmenes de retención de aceite y agua. 
 El volumen del área de recolección de líquidos es mayor que en cualquier 
otra forma de control. 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
42 
Desventajas: 
 Cuando falla el controlador de la interfase aceite-agua, o la válvula de 
descarga de agua, ambos líquidos descargan en la salida de agua. Por lo 
que se requiere de bastante habilidad y experiencia. 
En elsegundo método, el controlador total de líquido es un vertedero y los 
flotadores son los que controlan el nivel del aceite y la interfase aceite-agua. 
 
Figura III.18 Sistema de control de nivel por medio de vertedero y flotadores. 
Ventajas: 
 La disposición de estos accesorios permite regular fácilmente la interfase 
aceite-agua. 
 Se reduce el riesgo de que el agua pueda volver a mezclase con el aceite. 
Desventajas: 
 El mantenimiento y la limpieza son complicados. 
 El volumen de la sección de recolección de líquidos es menor. 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
43 
En el tercer método se utilizan dos vertederos, el que regula el nivel de la cantidad 
total de líquido y el que regula el nivel de la interfase aceite-agua. Adicionalmente, 
se usa un flotador que controla el nivel de agua y otro que controla el de aceite. 
 
Figura III.19 Sistema de control de nivel por medio de vertederos y flotadores. 
Ventajas: 
 Si las descargas del aceite o del agua fallan, únicamente sale el líquido que 
corresponde a la descarga, es decir, no se mezclan. 
 Es fácil de operar. 
Desventajas: 
 Es muy difícil proporcionar limpieza y mantenimiento. 
 El volumen disponible en la sección de recolección de líquidos muy 
reducido. 
 
 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
44 
3.4 Dispositivos internos de los separadores. 
Dentro de los recipientes separadores se incluyen ciertos aparatos denominados 
genéricamente como “internos”. El propósito de los internos es optimizar el 
proceso de separación y minimizar los problemas de operación, garantizando 
confiabilidad y seguridad. Estos dispositivos inducen el cambio de momentum de 
la corriente de alimentación, logrando así una distribución más uniforme de las 
fases gracias a la disipación de la energía cinética del fluido. 
3.4.1 Desviadores de ingreso o deflectores de alimentación. 
3.4.1.1 Placas deflectoras (baffles). 
Son internos de choque que se encuentran adosados a las boquillas de 
alimentación, trabajan por agitación mecánica y tienen una gran variedad de 
geometrías. Pueden ser en forma de placa con ángulo, media esfera, placa plana, 
cónica y codo de 90°. El diseño del deflector depende principalmente de los 
soportes estructurales requeridos para resistir las cargas de impulso y de impacto 
a las que se somete la pieza, ya que estas fuerzas de impacto pueden llegar a 
desprender el elemento y ocasionar serios problemas de arrastre. 
 
Figura III.20 Deflectores de placa. 
 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
45 
3.4.1.2 Distribuidores de flujo. 
Pueden ser de varios tipos como el de tubería partida, que no es más que una 
tubería con ranuras laterales para lograr un mejor esparcimiento de la corriente, y 
los difusores en forma de Y o T con los que se logra distribuir el flujo hacia las 
paredes del recipiente. 
3.4.1.3 Tipo ciclón. 
Estos dispositivos hacen uso de la fuerza centrífuga para hacer la separación 
inicial de gas y aceite. En la mayoría de estos internos, la corriente de 
alimentación ingresa de manera tangencial, posteriormente se encuentra con un 
conducto ciclónico o chimenea que obliga al fluido a correr rápidamente por las 
paredes del dispositivo. El ciclón de entrada ocasiona grandes caídas de presión y 
previene la formación de espumas. 
 
Figura III.21 Desviador de tipo ciclónico. 
3.4.2 Rompeolas. 
Estos internos se colocan en separadores horizontales de grandes longitudes para 
evitar la propagación de olas y cambios de nivel en dirección longitudinal 
producidos por la entrada de slugs o flujo intermitente. Los rompeolas son placas 
o mamparas (bafles) con perforaciones colocadas en sentido perpendicular al flujo 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
46 
en la sección de recolección de líquidos. Son de gran utilidad para labores de 
control de nivel, evitando mediciones erróneas provocadas por el oleaje interno. 
 
Figura III.22 Vista tridimensional de un separador horizontal con elementos internos. 
 
3.4.3 Placas antiespuma. 
La espuma que se forma en la interfase gas-líquido ocurre cuando las burbujas de 
gas se liberan del líquido, lo que genera problemas en el funcionamiento del 
separador. Una manera de estabilizar la formación de espuma es mediante la 
adición de químicos a la entrada del separador, sin embargo, la mayoría de las 
veces resulta más efectivo forzar a la espuma a atravesar una serie de placas 
paralelas inclinadas. De esta manera, se provee un área de superficie adicional en 
donde la espuma colapsa dentro de la capa líquida. 
 
Figura III.23 Placas antiespuma. 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
47 
3.4.4 Rompevórtices. 
Cuando la fase líquida abandona el separador tienden a formarse vórtices o 
remolinos que pueden arrastrar gas hacia la salida del líquido. Por ello, los 
separadores horizontales están equipados con elementos llamados rompevórtices 
que previenen la formación de remolinos cuando la válvula de control de líquido se 
abre. Los vórtices además de succionar el gas proveniente del área superior del 
separador, pueden hacer que este gas se reintegre al líquido que sale del 
recipiente. 
Existen dos tipos de rompevórtices, los de rejilla y los de placas. El primero 
consiste en tres placas cuadradas colocadas horizontalmente, de manera que su 
eje quede alineado con la boquilla donde sale el líquido. El rompevórtices de 
placas es un cilindro cubierto por placas en dirección radial; cuando el líquido sale 
por el fondo del dispositivo, cualquier movimiento circular es impedido por las 
placas planas. 
 
a) Rompevórtices tipo cilindro, b) Rompevórtices tipo rejilla. 
Figura III.24 Tipos de rompevórtices. 
3.4.5 Tuberías internas. 
Normalmente los crudos que se manejan vienen con impurezas, por lo que es 
recomendable adaptar a los separadores con un sistema de tuberías interno que 
facilita la inyección de vapores, agua o solventes que son efectivos para remover 
a) b) 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
48 
las impurezas que se depositan en las paredes del separador durante su 
operación. De igual manera, estos dispositivos internos son de gran ayuda en 
labores de mantenimiento del equipo, ya que sirven para desplazar a los 
hidrocarburos antes de abrir el recipiente. 
3.4.6 Desarenadores y drenajes. 
En separadores horizontales, uno de los factores que más preocupa es la 
acumulación de arena y sólidos en el fondo del recipiente. Si se permitiera dicha 
acumulación, los sólidos estarían generando un volumen extra que afectaría 
severamente el proceso de separación líquido-gas. Para evitar esto, se instalan en 
el área de recolección de líquidos desarenadores y drenajes. Los desarenadores 
descargan chorros de agua normalmente a 20 ft/s, de manera que estos chorros 
logren una buena cobertura en el fondo del recipiente. Finalmente, las válvulas de 
drenaje se abren para extraer los sólidos removidos. 
 
 Figura III.25 Esquema de un separador horizontal con desarenador y drenaje. 
3.4.7 Extractores de niebla. 
Estos accesorios se encargan de mejorar la separación y de disminuir el arrastre 
de líquido en la corriente gaseosa; su función se basa en permitir la coalescencia 
de las partículas líquidas más pequeñas que no se separaron del gas por acción 
de la gravedad. Los extractores de niebla se encargan de reducir la velocidad del 
 Capítulo 3. Separadores bifásicos y trifásicos. 
 
 
49 
gas, agregando fuerzas adicionales como la centrífuga y de aumentar el efecto de 
la fuerza gravitacional al aumentar el tamaño y peso de las partículas mediante la 
coalescencia.