Projeto Mecânico de Separador de Três Fases

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y 
ELÉCTRICA 
UNIDAD PROFESIONAL AZCAPOTZALCO 
 
 
PROYECTO MECÁNICO: 
 
“DISEÑO MECÁNICO DE UN SEPARADOR 
VERTICAL DE TRES FASES, AGUA, ACEITE Y 
GAS, DE DIAMETRO EXTERIOR 48 PULGADAS 
x 7 PIES LONGITUD DE SOLDADURA A 
SOLDADURA” 
 
ASESORES: M. EN C. JOSÉ LUIS MORA RODRIGUEZ. 
 M. EN C. JUAN JOSE MARTINEZ COSGALLA. 
 
JURADO: ING. IRVING ARJONA RAMIREZ. 
M. EN C. RICARDO CORTES OLIVERA. 
 
• GILES GUTÉRREZ MANUEL BRICIO. 
• GUTIÉRREZ LARA LUIS ARTURO. 
• SOTO REYES CRISTIAN IVAN. 
• VAZQUEZ RESENDIZ JORGE ALBERTO. 
 
Son tantas personas a las cuales debo parte de este triunfo, de lograr alcanzar mi 
culminación académica, la cual es el anhelo de todos los que así lo deseamos. 
Definitivamente, Dios, mi Señor, mi Guía; sabes lo esencial que has sido en mi posición 
firme de alcanzar esta meta, esta alegría, que si pudiera hacerla material, la hiciera para 
entregártela, pero a través de esta meta, podré siempre de tu mano alcanzar otras que espero 
sean para tu Gloria. 
Mi hermano, mis padres, por darme la estabilidad emocional, económica, sentimental; para 
poder llegar hasta este logro, que definitivamente no hubiese podido ser realidad sin 
ustedes. Gracias por darme la posibilidad de que de mi boca salga esa palabra…FAMILIA. 
A mis padres que siempre serán para mi inspiración para alcanzar mis metas, por 
enseñarme que todo se aprende y que todo esfuerzo es al final recompensa. Su esfuerzo, se 
convirtió en tu triunfo y el mío, LOS AMO. 
 A mi equipo de tesis, a mi fabuloso equipo de tesis; Pirru, Benji y Arturo por ser el último 
escalón para poder alcanzar este sueño, este mi sueño, que ahora es una realidad. 
Agradezco haber encontrado el amor y compartir mi vida con la Zapa. 
Manuel Bricio Giles Gutiérrez. 
 
Mi primera y mayor deuda de gratitud es para mis padres porque gracias a su apoyo y 
consejos he llegado a realizar una de mis metas más grandes. La cual construye la herencia 
más valiosa que pudiera recibir. A quienes la ilusión de su existencia ha sido convertirme 
en una persona de provecho. Doy gracias a ti señor por haberme dado a estas personas 
queridas y por darme la oportunidad de entrar en el bello y maravilloso mundo del saber. 
Porque ahí donde tu me haz puesto debo de crecer y luchar por mi realización. A mis 
grandes amigos Manuel, Jorge y Cristian que estuvimos batallando pero lo logramos, por 
todo su apoyo. 
A las personas que nunca me han dejado caer, mis padres Claudia y Arturo, mis hermanos 
Cesar y Rodrigo; a mis tíos Isaac, Manuela y Francisco, mis primos, Paola, Jocelyne, Karla 
y Jonathan, que son mis padres y hermanos también. La vida nos ha dado golpes muy duros 
de los que hemos aprendido mucho, lo que a ustedes les duele a mí también, ojala y algún 
día les pueda pagar un poco de todo lo que han hecho por mí. Esto es por ti Jonathan, te 
prometo que no voy a desperdiciar la segunda oportunidad que me diste carnal. Los quiero 
mucho son lo más importante en mi vida. Que Dios los bendiga, gracias por todo. 
Luis Arturo Gutiérrez Lara. 
 
 
Agradezco primero a DIOS, que es el creador del mundo y de la vida, después a mis 
PADRES y HERMANOS que me guiaron por el buen camino, me brindaron la primera 
educación y principios tales como el respeto, la responsabilidad que son la bases para ser un 
hombre de bien y así cumplir con cada una de mis metas. Luego al INSTITUTO 
POLECNICO NACIONAL, en especial a la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica 
y Eléctrica Unidad Profesional Azcapotzalco y a los maestros que integran a esta, en 
especial al maestro que dirigió nuestra tesis M.C. José Luis Mora que con sus 
conocimientos teóricos y técnicos nos dio la bases para ser los mejores ingenieros del 
mundo. Por ultimo a mis compañeros y amigos que en conjunto elaboramos la tesis. 
Cristian Ivan Soto Reyes. 
 
Agradezco haber finalizado uno de los retos de mi vida en la cual pude hacer un logro más 
en lo que es mi carrera y mis retos personales a lo largo de este tiempo. 
Agradezco a mis maestros que me apoyaron y me ayudaron en la realización de todo este 
trabajo. 
Agradezco a mis padres en especial que me apoyaron incondicionalmente durante toda la 
carrera y más en esta etapa de mi carrera en la realización de esta Tesis tanto en su proceso 
como en su finalización. ¡¡¡Muchas Gracias!!! 
De igual forma a mis amigos y compañeros que estuvieron en este proyecto que nos 
tuvimos que soportar en las buenas y en las malas y finalizar esto con uno de los mejores 
proyectos de la escuela. 
Jorge Alberto Vázquez Resendiz. 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA 
 
“DISEÑO MECÁNICO DE UN SEPARADOR VERTICAL DE TRES FASES, AGUA, ACEITE Y GAS, DE ØE 48” x 7’ LONGITUD DE 
SOLDADURA A SOLDADURA” 
“SOY POLITÉCNICO POR CONVICCIÓN NO POR CIRCUNSTANCIA” Página 1 
 
 
INDICE. 
 
CAPÍTULO 1 GENERALIDADES DE RECIPIENTES A PRESIÓN. 
 
1.1. DEFINICIÓN DE CONCEPTOS. 1 
1.1.1. RECIPIENTE A PRESIÓN. 1 
1.1.2. ESFUERZOS EN RECIPIENTES A PRESIÓN. 1 
1.1.3. PRESIÓN DE OPERACIÓN (PO). 1 
1.1.4. PRESIÓN DE DISEÑO (P). 2 
1.1.5. PRESIÓN DE PRUEBA (PP). 2 
1.1.6. PRESIÓN DE TRABAJO MÁXIMA PERMISIBLE. 3 
1.1.7. ESFUERZO DE DISEÑO A LA TENSIÓN (S). 3 
1.1.8. EFICIENCIA DE LAS SOLDADURAS (E). 3 
 
1.2. TIPOS DE RECIPIENTES. 4 
 
1.3. TIPO DE TAPAS PARA RECIPIENTES A PRESIÓN. 7 
1.3.1. TAPAS SEMIESFÉRICA. 7 
1.3.2. TAPAS SEMIELÍPTICAS. 8 
1.3.3. TAPAS TORIESFÉRICAS. 9 
 
1.4. MATERIALES MÁS USADOS EN LA FABRICACIÓN DE TAPAS Y 
CUERPOS. 10 
 
1.5. TAMAÑO ÓPTIMO DE RECIPIENTE. 10 
 
1.6. DISEÑO DE REFUERZOS EN APERTURAS. 11 
1.6.1. TIPOS DE BRIDAS. 11 
1.6.1.1. BRIDAS DESLIZABLES. 13 
1.6.1.2. BRIDAS DE CUELLO SOLDABLE. 13 
1.6.1.3. BRIDAS DE TRASLAPE. 13 
1.6.1.4. BRIDAS DE ENCHUFE SOLDABLE. 13 
1.6.1.5. BRIDAS ESPECIALES. 14 
1.6.2. DISEÑO DE REFUERZOS EN APERTURAS. 14 
1.6.3. CÁLCULO DE PESO. 17 
 
1.7. CÁLCULO DE OREJAS DE IZAJE. 17 
 
1.8. DISEÑO DE OREJAS DE RECIPIENTE VERTICAL. 19 
1.8.1. CÁLCULO POR PRESIÓN EXTERNA. 19 
 
1.9. DISEÑO DE APOYOS PARA RECIPIENTES VERTICALES. 20 
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1.10. DISEÑO DE LA PLACA BASE DEL FALDÓN. 27 
 
1.11. CÁLCULO DEL ESPESOR PARA BASE DEL FALDON. 28 
 
1.12. SELECCIÓN DE REGISTRO PASA HOMBRE (DAVIT). 28 
 
1.13. METODOLOGÍA DE CÁLCULO PARA UNA ZAPATA CORRIDA. 29 
 
1.14. CÁLCULO DE LA PLACA DE CHOQUE. 31 
 
 
CAPÍTULO 2 GENERALIDADES SOBRE SEPARADORES. 
 
2.1. SEPARACIÓN DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS. 33 
2.1.1. SEPARADORES. 33 
2.1.2. SEPARADORES A BAJA TEMPERATURA. 33 
2.1.3. ELIMINADORES. 34 
2.1.4. DEPURADORES. 34 
 
2.2. DESCRIPCIÓN Y CLASIFICACIÓN DEL EQUIPO DE 
SEPARACIÓN. 34 
2.2.1. DESCRIPCIÓN DE UN SEPARADOR. 34 
2.2.1.1. SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA 34 
2.2.1.2. SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA 34 
2.2.1.3. SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NIEBLA 35 
2.2.1.4. SECCIÓN DE ALMACENAMIENTO DE LÍQUIDOS 35 
2.2.2. TIPOS DE EXTRACTORES DE NEBLINA. 36 
 
2.3. CLASIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS SEPARADORES. 41 
2.3.1. SEPARADORES HORIZONTALES. 42 
2.3.1.1. VENTAJAS. 42 
2.3.1.2. DESVENTAJAS. 42 
2.3.1.3. FASES DE TRABAJO DE SEPARADORES HORIZONTALES. 42 
2.3.1.4. PARTES ESENCIALES DEL SEPARADOR DE TRES FASES 
HORIZONTAL. 43 
2.3.2. SEPARADORES VERTICALES. 44 
2.3.2.1. VENTAJAS. 44 
2.3.2.2. DESVENTAJAS. 44 
2.3.2.3. FASES DE TRABAJO DE SEPARADORES VERTICALES. 45 
2.3.3.SEPARADORES ESFÉRICOS. 46 
2.3.3.1. VENTAJAS. 46 
2.3.3.2. DESVENTAJAS. 46 
 
2.4. SEPARADORES DE TRES FASES VERTICALES. 46 
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2.5. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE MEZCLAS DE GAS 
 LÍQUIDO. 49 
2.5.1. MECANISMOS DE SEPARACIÓN. 49 
2.5.1.1. SEPARACIÓN POR GRAVEDAD. 49 
2.5.1.2. SEPARACIÓN POR FUERZA CENTRIFUGA. 50 
2.5.1.3. SEPARACIÓN POR CHOQUE. 51 
 
2.6. PRINCIPALES FACTORES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA DE 
SEPARACIÓN DE GAS Y LÍQUIDO. 51 
2.6.1. TAMAÑO DE LAS PARTÍCULAS DE LÍQUIDO. 51 
2.6.2. LA DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE LAS PARTÍCULAS DE 
LÍQUIDO Y EL VOLUMEN DE LÍQUIDO QUE ENTRA AL SEPARADOR. 52 
2.6.3. VELOCIDAD DEL GAS. 52 
2.6.4. PRESIÓN DE SEPARACIÓN. 53 
2.6.5. TEMPERATURA DE SEPARACIÓN. 53 
2.6.6. DENSIDAD DEL LÍQUIDO Y DEL GAS. 53 
2.6.7. VISCOCIDAD DEL GAS. 54 
 
 
CAPÍTULO 3 CÓDIGOS Y NORMAS QUE RIGEN EL DISEÑO DE 
EQUIPOS SUJETOS A PRESIÓN. 
 
3.1. GENERALIDADES. 55 
 
3.2. CÓDIGOS APLICABLES. 55 
 
3.3. BREVE HISTORIA DEL CÓDIGO A.S.M.E. 55 
 
3.4. CODIGOS Y NORMAS APLICABLES. 60 
3.4.1. CÓDIGO ASME SECCIÓN VIII DIVISIÓN 1. 60 
3.4.1.1. LIMITACIONES DE LA DIVISIÓN 1. 61 
 
3.5. SOCIEDADES E INSTITUTOS. 61 
3.5.1. A.W.S. (American Welding Society). 61 
3.5.2. A.I.S.C. (American Institute of Steel Construction). 62 
3.5.3. A.N.S.I. (American National Standars Institute). 62 
 
3.6. ENVOLVENTE Y TAPAS. 62 
 
3.7. BOQUILLAS Y REGISTROS. 65 
 
3.8. INTERNOS. 72 
 
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3.9. ESTRUCTURAS Y SOPORTE. 73 
 
3.10. FABRICACIÓN. 77 
3.10.1. SOLDADURA. 77 
3.10.2. TRATAMIENTO TÉRMICO. 83 
3.10.3. INSPECCIÓN. 83 
3.10.4. PRUEBAS. 84 
3.10.5. CERTIFICADO DE PRUEBAS. 84 
 
3.11. CLASES DE MATERIALES. 84 
3.11.1. ACEROS AL CARBÓN. 85 
3.11.2. ACEROS DE BAJA ALEACIÓN. 85 
3.11.3. ACEROS DE ALTA ALEACIÓN. 85 
3.11.4. MATERIALES NO FERROSOS. 85 
 
3.12. PROPIEDADES QUE DEBEN TENER LOS MATERIALES PARA 
SATISFACER LAS CONDICIONES DE SERVICIO. 85 
3.12.1. PROPIEDADES MECÁNICAS. 85 
3.12.2. PROPIEDADES FÍSICAS. 86 
3.12.3. PROPIEDADES QUÍMICAS. 86 
 
3.13. EVALUACIÓN DE LOS MATERIALES SUGERIDOS. 86 
 
 
CAPÍTULO 4 MEMORIA DE CÁLCULO DEL DISEÑO DEL 
 SEPARADOR DE TRES FASES. 88 
 
 
 ANEXO. 119 
 
 
LISTA DE PARTES. 134 
 
 
PLANOS. 136 
 
 
CONCLUSIONES. 
 
 
BIBLIOGRAFIA. 
 
 
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I. OBJETIVO. 
 
Como equipo de trabajo realizar una investigación seria y detallada del diseño de los 
recipientes de proceso sujetos a presión, en específico a los separadores verticales de tres 
fases, tomando en cuenta todas las consideraciones mecánicas y normas que envuelven 
estos recipientes para su aprovechamiento total; dando así, un trabajo claro y desarrollado 
de este instrumento clave y efectivo en el proceso de la explotación del petróleo el cual es 
fundamental en el desarrollo económico de nuestro país. 
 
II. JUSTIFICACIÓN. 
 
Todo el mundo necesita del petróleo. En una u otra de sus muchas formas lo usamos cada 
día de nuestra vida. Proporciona fuerza, calor y luz; lubrica la maquinaria, de él se fabrica 
una gran variedad de productos químicos. 
 
El petróleo es la fuente de energía más importante de la sociedad actual. Pensar en qué 
pasaría si se acabara repentinamente, hace llegar a la conclusión de que se trataría de una 
verdadera catástrofe: los aviones, los automóviles y autobuses, gran parte de los 
ferrocarriles, los barcos, centrales térmicas, muchas calefacciones dejarían de funcionar. 
Además, los países dependientes del petróleo para sus economías entrarían en bancarrota 
(por ejemplo México). 
 
El petróleo es un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la 
energía que se consume en el mundo. La importancia del petróleo no ha dejado de crecer 
desde sus primeras aplicaciones industriales a mediados del siglo XIX, y ha sido el 
responsable de conflictos bélicos en algunas partes del mundo (Oriente Medio). 
 
La alta dependencia que el mundo tiene del petróleo, la inestabilidad que caracteriza al 
mercado internacional y las fluctuaciones de los precios de este producto, han llevado a que 
se investiguen energías alternativas, aunque hasta ahora no se ha logrado una opción que 
realmente lo sustituya; por ello de la importancia que le damos a este proyecto buscando un 
bienestar personal y ayudar a nuestra patria. 
 
III. INTRODUCCIÓN. 
 
ASPECTOS GENERALES SOBRE EQUIPOS SEPARADORES. 
 
Los separadores son recipientes sujetos a presión, y tienen funciones de suma importancia 
para las plantas de procesamiento de hidrocarburos en México. Por ello la intención de la 
aplicación de los elementos y las condiciones más usuales para el diseño e instalación de 
este tipo de recipientes. 
 
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En México, la separación de sólidos, líquidos y gases en la ingeniería petroquímica, tiene 
una variedad de equipos que forman parte en el proceso de refinación del producto obtenido 
en los pozos petroleros. 
 
Esta rama alberga, básicamente, dos tipos de los llamados separadores, y son: 
 
 Separadores cilíndricos verticales. 
 Separadores cilíndricos horizontales. 
 
En cada uno de estos tipos, hay ventajas y aplicaciones específicas, así como 
normatividades, que se analizan a continuación. 
 
EL PETROLEO. 
 
En su estado natural se le atribuye un valor mineral, siendo susceptible de generar, a través 
de procesos de transformación industrial, productos de alto valor, como son los 
combustibles, lubricantes, ceras, solventes y derivados petroquímicos. 
 
Se ha encontrado petróleo en todos los continentes excepto en la Antártida. 
 
IMPORTANCIA. 
 
La vida sin el petróleo no podría ser como la conocemos. Del crudo obtenemos gasolina y 
diesel para nuestros autos y autobuses, combustible para barcos y aviones. Lo usamos para 
generar electricidad, obtener energía calorífica para fábricas, hospitales y oficinas y 
diversos lubricantes para maquinaria y vehículos. 
 
La industria petroquímica usa productos derivados de él para hacer plásticos, fibras 
sintéticas, detergentes, medicinas, conservadores de alimentos, hules y agroquímicos. 
 
El petróleo ha transformado la vida de las personas y la economía de las naciones. Su 
descubrimiento creó riqueza, modernidad, pueblos industriales prósperos y nuevos 
empleos, motivando el crecimiento de las industrias mencionadas. 
 
 
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CAPÍTULO 1 GENERALIDADES. 
 
El capítulouno manejará en su contenido la teoría mecánica de los separadores conociendo 
por este medio a las cargas y esfuerzos que los afectan así como sus consideraciones y 
ecuaciones a considerar en su diseño. 
 
1.1. DEFINICIÓN DE CONCEPTOS. 
 
1.1.1. RECIPIENTE A PRESIÓN. 
 
Se considera como un recipiente a presión cualquier vasija cerrada que sea capaz de 
almacenar un fluido a presión manométrica, ya sea presión interna o vació, 
independientemente de su forma y dimensiones. Los recipientes cilíndricos a que nos 
referimos en este capítulo, son calculados como cilindros de pared delgada. 
 
1.1.2. ESFUERZOS EN RECIPIENTES A PRESIÓN. 
 
Los recipientes a presión están sujetos a diversas cargas, que causan esfuerzos de diferentes 
intensidades en los componentes del recipiente. El tipo e intensidad de los esfuerzos es una 
función en la naturaleza de las cargas, de la geometría del recipiente y de su construcción. 
 
Cargas. 
Presión interna o externa. 
Peso del recipiente y su contenido. 
Reacciones estáticas del equipo auxiliar, tubería, revestimiento, aislamiento, piezas 
internas, apoyos. 
Reacciones cíclicas y dinámicas debidas a la presión o a las variaciones térmicas. 
Presión del viento y fuerzas sísmicas. 
Reacciones por impacto debido a choque hidráulico. 
Gradientes de temperatura y expansión térmica diferencial. 
Esfuerzos. 
Esfuerzo a la Tensión. 
Esfuerzo longitudinal a la compresión. 
Esfuerzo primario general de membrana inducido por cualquier combinación de cargas. 
Esfuerzo primario de membrana más esfuerzo primario de flexión inducido por 
combinación de cargas. 
Esfuerzo primario general de membrana inducido por la combinación de sismos o de la 
presión del viento con otras cargas. 
 
1.1.3. PRESIÓN DE OPERACIÓN (Po). 
 
Es identificada como la presión de trabajo y es la presión manométrica a la cual estará 
sometido un equipo en condiciones de operación normal. 
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1.1.4. PRESIÓN DE DISEÑO (P). 
 
Es el valor que debe utilizarse en las ecuaciones para el cálculo de las partes constitutivas 
de los recipientes sometidos a presión, dicho valor será el siguiente: 
 
1° CONDICIÓN. 
 
Cálculo de la Presión de Diseño tomando en cuenta la presión de operación Po. 
 
 1.1 
 
Se obtiene el espesor recomendado bajo las condiciones descritas anteriormente para el 
recipiente y utilizando el radio interior. 
 
 
 
2° CONDICIÓN. 
 
Cálculo de la Presión de Diseño tomando en cuenta la presión de operación Po. 
 
 
 
Se obtiene el espesor recomendado bajo las condiciones descritas anteriormente para el 
recipiente y utilizando el radio exterior. 
 
 
 
P = es la presión de diseño. Re = radio exterior. Rint = radio interior. 
 
Po = es la presión de operación. S = esfuerzo a la presión. E = eficiencia soldadura. 
 
C.A. = sobrespesor por corrosión. 
 
1.1.5. PRESIÓN DE PRUEBA (Pp). 
 
Se entenderá por presión hidrostática de prueba y se cuantificará por medio de la siguiente 
ecuación: 
 
Una y media veces la presión permitida de operación. Si el valor del esfuerzo del material 
del recipiente a la temperatura de diseño es menor que a la temperatura de prueba, la 
presión de prueba hidrostática debe incrementarse proporcionalmente. 
 
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� Presión de Prueba. 
 
 
 
P = Presión de diseño. 
Sta = Esfuerzo a la tensión del material a la temperatura ambiente. 
Std = Esfuerzo a la tensión del material a la temperatura de diseño. 
 
1.1.6. PRESIÓN DE TRABAJO MÁXIMA PERMISIBLE. 
 
Es la presión máxima a la que se puede someter un recipiente, en condiciones de operación, 
suponiendo que él está: 
 
a) En condiciones después de haber sido corroído. 
b) Bajo los efectos de la temperatura de diseño. 
c) En la posición normal de operación. 
d) Bajo los efectos de otras cargas, tales como fuerza debida al viento, presión hidrostática, 
etc., cuyos efectos deben agregarse a los ocasionados por la presión interna. 
 
El término “Máxima presión de trabajo permisible nuevo y frío”, significa: La presión 
máxima permisible, cuando se encuentra en las siguientes condiciones: 
 
a) El recipiente no está corroído (nuevo). 
b) La temperatura no afecta a la resistencia a la tensión del material (temperatura 
ambiente) (frío). 
c) Tampoco se consideran los efectos producidos por la acción del viento, presión 
hidrostática, etc. 
 
El valor de la presión de trabajo máxima permisible, se obtiene despejando “P” de las 
ecuaciones que determinan los espesores del cuerpo y las tapas, y usando como “t” el 
espesor real del equipo y su valor será el que resulte menor. 
 
1.1.7. ESFUERZO DE DISEÑO A LA TENSIÓN (S). 
 
Es el valor máximo al que podemos someter un material, que forma parte de un recipiente a 
presión, en condiciones normales de operación. Su valor es aproximadamente el 25% del 
esfuerzo último a la tensión del material. 
 
1.1.8. EFICIENCIA DE LAS SOLDADURAS (E). 
 
Se puede definir la eficiencia de las soldaduras, como el grado de confiabilidad que se 
puede tener de ellas. 
 
 
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EFICIENCIA DE LA UNIÓN CUANDO LA JUNTA ES RADIOGRAFIADA. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.2. TIPOS DE RECIPIENTES. 
 
Existen numerosos tipos de recipientes que se utilizan en las plantas industriales o de 
procesos. Algunos de estos tienen la finalidad de almacenar sustancias que se dirigen o 
convergen de algún proceso, este tipo de recipientes son llamados en general tanques. Los 
diferentes tipos de recipientes que existen, se clasifican de la siguiente manera: 
 
 
POR SU USO 
 
 
 
 De almacenamiento De procesos 
 
 
Los recipientes de almacenamiento nos sirven únicamente para almacenar fluidos a presión 
y de acuerdo con sus servicios son conocidos como tanques de almacenamiento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
100% 
 
 
1.00 
SPOT 
 
 
 0.85 
SIN 
 
 
0.70 
 
 
 
1.00 
 
 
0.85 
 
 
0.70 
 
 
 
 1.00 
 
 
 0.85 
 
 
0.70 
Fig. 1. Cap. 1.- Eficiencia de los diferentes tipos de Soldaduras. 
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Fig. 2. Cap. 1.- Recipientes de Almacenamiento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Recipientes a presión: 
 
 
 POR SU FORMA 
 
 
 
 Esféricos Cilíndricos 
 
 
 
 
 Verticales Horizontales 
 
 
Los recipientes a presión pueden ser cilíndricos o esféricos. Los primeros son horizontales 
o verticales y pueden tener en algunos casos, chaquetas para incrementar o decrecer la 
temperatura de los fluidos según sea el caso. 
 
Fig. 3. Cap. 1.- Recipientes de Proceso. 
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Los recipientes esféricos se utilizan 
generalmente como tanques de 
almacenamiento, y se recomiendan para 
almacenar grandes volúmenes esféricos 
a altas presiones. Puesto que la forma 
esférica es la forma natural que toman 
los cuerpos al ser sometidos a presión 
interna esta sería la forma más 
económica para almacenar fluidos a 
presión sin embargo en la fabricación 
de estos es mucho más cara a 
comparación de los recipientes 
cilíndricos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 5. Cap. 1.- Recipiente Horizontal. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 4. Cap. 1.- Recipiente Esférico. 
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Fig. 6. Cap. 1.- Recipiente Vertical. 
 
1.3. TIPO DE TAPAS PARA RECIPIENTES A PRESIÓN. 
 
1.3.1. TAPAS SEMIESFÉRICA. 
 
Son las menos empleadas y presentan una curvatura más pronunciada que las siguientes, su 
fabricación es más complicada. 
 
� Cálculo del espesor mínimo de la tapa semiesférica usando el Rint. 
 
 
 
� Cálculo del espesor mínimo de la tapa semiesférica usando el Rext. 
 
 
 
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1.3.2. TAPAS SEMIELÍPTICAS. 
 
Son empleadas cuando el espesor calculado de una tapa toriesférica es relativamente alto, 
ya que las tapas semielípticas soportan mayores presiones que las toriesféricas. El proceso 
de fabricación de estas tapas es el troquelado, su silueta describe una elipse relación 2:1, su 
costo es alto y en México se fabrican hasta un diámetro máximo de 3 metros. Es la más 
usada en México. 
 
 
Fig. 8. Cap. 1.-Tapa Semielíptica. 
 
� Se calcula el espesor mínimo de la tapa semiesférica usando el diámetro interior. 
 
 
 
� Se calcula el espesor mínimo de la tapa semiesférica usando el diámetro exterior. 
 
 
 
 
Fig. 7. Cap. 1.-Tapa Semiesférica. 
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1.3.3. TAPAS TORIESFÉRICAS. 
 
Son las que mayor aceptación tienen en la industria, debido a su bajo costo y a que soportan 
altas presiones manométricas, su característica principal es que el radio de abombado es 
aproximadamente igual al diámetro. Se pueden fabricar en diámetros desde 0.3 hasta 6 
metros. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Usando Diámetro interno. 
 
• Cuando 
 
� Se calcula el espesor de la tapa con la siguiente fórmula: 
 
 
 
Usando Diámetro Exterior. 
 
• Cuando 
 
� Se calcula el espesor de la tapa con la siguiente fórmula: 
 
 
 
• Cuando 
 
� Se calcula el espesor de la tapa con la siguiente fórmula: 
 
 
 
Fig. 9. Cap. 1.-Tapa Toriesférica. 
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E = Eficiencia de soldaduras. 
P = Presión de diseño, en lb/pulg2. (kPa). 
Rint = Radio interno de la tapa semiesférica , en pulgadas (mm). 
Rext = Radio externo de la tapa toriesférica, en pulgadas (mm). 
S = Esfuerzo máximo permisible, del material de la tapa lb/pulg2 (kPa). 
C.A = Factor de Corrosión 1/16´´ para 12 años. 
 
1.4. MATERIALES MÁS USADOS EN LA FABRICACIÓN DE TAPAS Y 
CUERPOS. 
 
SA-283-C SA-285-C SA-515-55 
 
SA-515-70 SA-516-55 SA-516-70 
 
1.5. TAMAÑO ÓPTIMO DE RECIPIENTE. 
 
• Factor de Abakians. 
 
 
 
E = Eficiencia de soldaduras. 
P = Presión de diseño, en lb/pulg2. (kPa). 
C.A = Factor de Corrosión 1/16 para 12 años . 
 
• Longitud recomendado del Recipiente. 
 
 
 
Despejando L nos queda. 
 
 
 
 
 
L = Longitud del recipiente. 
 
 
Nota: La longitud se toma sin las tapas. 
 
 
 
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1.6. DISEÑO DE REFUERZOS EN APERTURAS. 
 
Todos los recipientes a presión deben estar provistos de boquillas y conexiones de entrada y 
salida del producto, válvula de seguridad, entrada de hombre, venteo, etc; A continuación 
se enlistan algunas de las boquillas que se deben instalar en los recipientes a presión: 
 
A.-Entrada (s) de producto. 
B.-Salida (s) de producto. 
C.-Drene. 
D.-Venteo. 
E.-Entrada(s) de hombre. 
F.-Conexión para válvula de seguridad. 
G.-Conexión para manómetro. 
H.-Conexión para termómetro (termopozo). 
I.-Conexiones para indicadores de nivel. 
J.-Conexiones para control de nivel, etc. 
 
De acuerdo con el tipo de recipiente a presión que vayamos a diseñar, éste puede tener una 
o varias boquillas de las antes mencionadas. 
 
En concordancia con el Código A.S.M.E., Sección VIII División 1, todas las boquillas 
mayores de 3 pulgadas de diámetro, instaladas en recipientes a presión, deberán tener una 
placa de refuerzo en la unión del cuello de la boquilla con el recipiente. En México, se ha 
hecho una costumbre reforzar también las boquillas de 3 pulgadas, lo cual es aconsejable. 
 
Todas las placas de refuerzo de boquillas de 12 pulgadas de diámetro y menores, deberán 
llevar un barreno de prueba de 1/4” de diámetro con cuerda NPT, las placas de refuerzo de 
boquillas de 14” de diámetro y mayores, deberán tener dos barrenos de prueba. Para instalar 
una boquilla, en un recipiente a presión, es necesario hacer un agujero en el cuerpo o tapa 
en que se vaya a instalar. Al efectuar este agujero estamos “quitando área” y las líneas de 
esfuerzos que pasaban por el área que quitamos pasarán tangentes al agujero practicado. 
Para evitar fallas en la periferia donde realizamos el agujero, es necesario reponer el 
material que quitamos. 
 
1.6.1. TIPOS DE BRIDAS. 
 
SR = Esfuerzo de el Recipiente. 
ST = Esfuerzo de el tubo. 
 
CASO 1 
SR < ST 
 
CASO 2 
SR > ST 
 
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 Brida de cuello soldable. (Welding 
Neck) 
 Brida de traslape (lap-Joint). 
 Tubo – Brida Brida deslizable (Slip-On). 
 Bridas roscadas (Threaded) 
 
Tipos de apertura 
 “BRIDAS” 
 
 
 Brida L.W.N: Long Welding Neck ó cuello 
 soldable largo. 
 
 
Se recomienda que las boquillas de 1-1/4” de diámetro y menores sean instaladas por medio 
de coples roscados de 3,000 y 6,000 libras/pulgada2. Las boquillas de 1 - 1/2” y mayores 
deberán ser bridadas. 
 
 
 Fig. 10. Cap. 1.- Tipo de Bridas. 
 
a b 
c d 
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1.6.1.1. BRIDAS DESLIZABLES. 
 
a) SLIP-ON. 
 
Estas bridas se prefieren sobre las de cuello soldable, debido a su costo más bajo, a la 
menor precisión requerida al cortar los tubos a la medida, a la mayor facilidad de 
alineamiento en el ensamble ya que su costo de instalación final es menor que las bridas de 
cuello soldable. Su resistencia calculada bajo presión interna, es del orden de 2/3 de las 
anteriores y su vida bajo condiciones de fatiga es aproximadamente 1/3 de las últimas. 
 
1.6.1.2. BRIDAS DE CUELLO SOLDABLE. 
 
b) WELDING NECK. 
 
Se distinguen de las demás por su cono largo y por su cambio gradual de espesor en la 
región de la soldadura que las une al tubo. El cono largo suministra un refuerzo importante 
a la brida desde el punto de vista de resistencia. La ligera transición desde el espesor de la 
brida hasta el espesor de la pared del tubo, efectuada por el cono de la brida, es 
extremadamente benéfico bajo los efectos de flexión repetida, causada por la expansión de 
la línea u otras fuerzas variables y produce una resistencia de duración equivalente a la de 
una unión soldada entre tubos, este tipo de brida se prefiere para todas las condiciones 
severas de trabajo, ya sea que esto resulte de altas presiones o de temperaturas elevadas o 
menores de cero, ya sea también para condiciones de carga que sean sustancialmente 
constantes o que fluctúen entre límites amplios. Las bridas de cuello soldable se 
recomiendan para el manejo de fluidos explosivos, inflamables o costosos, donde una falla 
puede ser acompañada de desastrosas consecuencias. 
 
Por estas razones, las bridas deslizables en presiones de 1,500 libras/pulgada2 existen 
solamente en diámetros de 1/2” a 2-1/2”, y no existen en presiones de 2,500 libras / 
pulgada2. El manual de construcción de calderas A.S.M.E, limita su uso a 4” de diámetro. 
 
1.6.1.3. BRIDAS DE TRASLAPE. 
 
c) LAP-JOINT. 
 
Generalmente se instalan en tuberías de acero inoxidable o aleaciones especiales. Siempre 
que utilicemos este tipo de brida, debemos acompañarla de un extremo adaptador (stub-
end). También usamos este tipo de bridas traslapadas cuando las tuberías no son paralelas a 
los ejes de los recipientes. 
 
1.6.1.4. BRIDAS DE ENCHUFE SOLDABLE. 
 
d) SOCKET WELDING. 
 
Se usan para cerrar los extremos de boquillas, tuberías y válvulas. Desde el punto de vista 
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de presión interna y fuerzas ejercidas sobre los pernos, estas bridas, principalmente en 
tamaños grandes, son las que están sujetas a esfuerzos mayores. Al instalar las bridas 
ciegas debe tomarse en consideración la temperatura y el golpe de ariete, si existiera. 
 
1.6.1.5. BRIDAS ESPECIALES. 
 
Cuando una brida no corresponde a los tipos antes mencionados, le llamamos brida 
especial. Su uso es muy común en cambiadores de calor, cuyos diámetros no corresponden 
generalmente a los estandarizados de bridas. 
 
1.6.2. DISEÑO DE REFUERZOS EN APERTURAS. 
 
CASO 
 
• Material del Recipiente. 
De esta información podemos conocer el . 
 
• Material del Tubo. 
De esta información podemos conocer el y con el diámetro nominal del tubo pudiendo 
así conocer 
 
• Cálculo de 
 
 
 
Nota: El se aproxima al valor inmediato superior estandarizado de tubos. 
 
• Cálculo de 
 
 
 
• Área de Refuerzo Requerida. 
 
 
 
Nota: El que se toma en esta ecuación para realizar el cálculo es el calculado no el valor 
de estandarizado. 
 
• Incremento de Área. 
 
 
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• Área Requerida. 
 
 
 
• Área de Refuerzo Evaluada. 
 
A1=Área de Refuerzo Requerida. 
 
 
 
A1.1 = EL MAYOR DE 
 
 
 
Reducción de A1.1 
 
 
 
A1 DE REFUERZO REAL. 
 
 
 
• Área de Exceso en la Boquilla. 
 
A2=Área de Exceso en la Boquilla. 
 
 
A2 =EL MENOR DE 
 
 
 
A2 REAL. 
 
 
 
• Área de Proyección al interior. 
 
A3 = Área de Proyección al interior. 
 
 
 
 
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A3 =EL MENOR DE 
 
 
A3 REAL. 
 
 
 
Área de Soldadura Exterior. 
 
A4=Área de Soldadura Exterior. 
 
 
A4 =EL MENOR DE 
 
 
A4 REAL. 
 
 
 
• Área de Soldadura Exterior. 
 
A5=Área de Soldadura Interior. 
 
 
 
 
A5 =EL MENOR DE 
 
 
A5. REAL. 
 
 
 
� Área Real Evaluada. 
 
 
 
 
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• Área del Refuerzo Real Necesario. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.6.3. CÁLCULO DE PESO. 
 
• Peso Vacío. 
 
 
 
• Peso Vacío Total. 
 
Nota: Por norma ASME se suma el 6% del Peso Vacio para sacar el Peso Vacio Total 
(mallas, bridas, etc.). 
 
 
 
• Peso Llenado de Agua. 
 
 
 
• Peso Vacío Total. 
 
 
 
1.7. CÁLCULO DE OREJAS DE IZAJE. 
 
Las orejas de izaje se utilizan para transportar el recipiente, en caso de que sea un recipiente 
vertical se utilizan para elevarlo. 
 
 
 
 
 
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Fig. 11. Cap. 1.- Oreja de Izaje. 
 
α, La podemos tomar como 90º<,60º,45º,30º y10º, depende del diseñador. 
 
• Análisis puntual de las fuerzas. 
 
Este análisis lo ocuparemos como D.C.L referido a la ubicación de las orejas del izaje por 
ejemplo en un recipiente horizontal. 
 
 
 
 
Fig. 12. Cap. 1.- Análisis Puntual. 
 
 ∑FY=0 
 
 
 
 
 
 
• Determinando R para obtener el diámetro del orificio del cable. 
 
 
 
• Diámetro del cable. 
 
 σ= Esfuerzo del cable. 
 
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• Diámetro del barreno de la oreja. 
 
 
 
• Espesor de la placa de la oreja. 
 
Se hace un corte que sea perpendicular a la carga dependiendo del ángulo. 
Obtenemos el Área de de la oreja. 
 
 
Despejamos el Área y nos queda: 
 
 
 
 De la ecuación 1.57 despejamos t para obtener el espesor. 
 
 
 
 
 
1.8. DISEÑO DE OREJAS DE RECIPIENTE VERTICAL. 
 
1.8.1. CÁLCULO POR PRESIÓN EXTERNA. 
 
 
 
 
 
DO = diámetro exterior. t = espesor de placa. B = factor. 
 
Nota: Si la Pa < Patm requiere refuerzo. 
 
 
 
E = módulo de elasticidad del material de fabricación. 
 
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Para la elección de los factores A y B necesitamos los siguientes datos y relaciones: 
El cálculo del DO seria el primer paso. 
DO = Dint + 2t 
 
Las siguientes relaciones sirven para obtener el factor A 
L / DO (eje de las x) 
DO / t 
 
Nota: Para la obtención del factor B es necesario establecer la temperatura en grados 
Fahrenheit. 
 
1.9. DISEÑO DE APOYOS PARA RECIPIENTES VERTICALES. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Los faldones los debemos de calcular por las diferentes cargas y de cada una se va a ir 
obteniendo un espesor y debemos de sumarlos para que nos de el espesor real del faldón. 
 
• Peso Propio. 
• Sismo. 
• Viento. 
 
Se hace un cálculo por Deflexión para saber si soporta el resiste propuesto. 
 
• Peso Propio. 
 
Espesor por peso propio. 
 
 
 
 
 
Fig. 13. Cap. 1.- Apoyo en Recipiente Vertical. 
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Diámetro Exterior. 
 
 
 
Cabe mencionar que para el diseño de estos apoyos es necesario tomar en cuenta su S y 
algunos de los materiales más comunes son el: SA-36, SA-283-C, SA-285-C. 
 
La eficiencia de soldadura o junta tiene los siguientes porcentajes dependiendo del tipo que 
se tome en consideración, E = 
1.0 radiografiado 100% 
0.85 radiografiado por puntos (15 cm radiografiado por 15 m de longitud) 
0.70 sin radiografiar 
 
• Viento. 
 
Cortante. 
 
 
 
Momento. 
 
 
 
Esfuerzo. 
 
 
 
Espesor de placa requerido. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 14. Cap. 1.- Viento. 
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Tab. 1. Cap 1.- Velocidades de Viento Máximo de la República Mexicana. 
 
 
 
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Fig. 15. Cap. 1.- Zonas Eólicas, Velocidades Regionales de la República Mexicana. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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• Cálculo por Sismo. 
 
 
Fig. 16. Cap. 1.- Sismo. 
 
Peso. 
 
 
 
Periodo de vibración. 
 
 
 
 
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Cortante. 
 
 
 
C=Coeficiente por sismo. Depende del tipo de suelo y en la región que estemos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 17. Cap. 1.- Regionalización Sísmica de la República Mexicana. 
 
 
 
 
 
 
 
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Periodo Máximo de Vibración Evaluada. 
 
 
 
Momento. 
 
 
 
 
 
Espesor de la placa. 
 
 
 
Esfuerzo. 
 
 
 
• Espesor Real del Faldón. 
 
 
 
CONDICIÓN: 
 
 
 
• Cálculo por Deflexión. 
 
 
 
Inercia. 
 
 
CONDICIÓN: 
 
 
 
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1.10. DISEÑO DE LA PLACA BASE DEL FALDÓN. 
 
 
Fig.18.Cap.1.Base del faldón. 
 
Tensión Máxima. 
 
 
 
Área del perno. 
 
 
 
Espesor del perno. 
 
 
 
Área de la base. 
 
 
 
Área del perno. 
 
 
 
CONDICIÓN: 
 
 
 
 
 
 
 
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1.11. CÁLCULO DEL ESPESOR PARA BASE DEL FALDÓN. 
 
Compresión Máxima. 
 
 
 
Ancho aproximado del anillo base. 
 
 
 
Espesor aproximado del anillo base. 
 
 
 
Esfuerzo de apoyo. 
 
 
 
Esfuerzo flexionante. 
 
 
 
 1.12. SELECCIÓN DE REGISTRO PASA HOMBRE (DAVIT). 
 
 
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 1.13. METODOLOGÍA DE CÁLCULO PARA UNA ZAPATA CORRIDA. 
 
Carga total. 
 
 
 
Área de cimentación. 
 
Longitud de la zapata. 
 
 
 
Vuelo del centroide a la derecha y a la izquierda. 
 
 
 
Cálculo de la carga producida por esfuerzo flexionante. 
 
 
 
Momento flexionante. 
 
 
 
 
 
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Peralte. 
 
 
Peralte total. 
 
 
 
Cálculo del área de acero por flexionante. 
 
 
 
Después de proponer una varilla. 
 
 
 
Separación entre varillas. 
 
 
 
Verificar adherencia. 
 
 
 
 
 
Adherencia admisible. 
 
 
 
Condición. 
 
 
 
Cálculo de área de acero por temperatura. 
 
 
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Después de proponer una varilla. 
 
 
 
Separación entre varillas. 
 
 
 
 1.14. CÁLCULO DE LA PLACA DE CHOQUE. 
 
Es el aditamento que recibe el fluido desde la válvula de entrada. 
 
Criterios: 
1. ρV2 > 1500 lb/ft2 para fluidos no corrosivos, no abrasivos y de una fase. 
2. ρV2 > 500 lb/ft2 para fluidos de dos fases. 
3. ρV2 ≤ 4 000 lb/ft2 para gases vapores y mezclas. 
 
Hpp 
 
 
 
Diámetro de la placa de choque. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Sustituyendo queda de la siguiente forma. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 2 GENERALIDADES SOBRE 
SEPARADORES. 
 
 2.1. SEPARACIÓNDE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS. 
 
Los equipos de separación, como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera 
para separar mezclas de líquido y gas. 
Las mezclas de líquido y gas, se presentan en los campos petroleros principalmente por las 
siguientes causas: 
 
a) Por lo general los pozos producen líquidos y gas mezclados en un solo flujo. 
b) Hay tuberías en las que aparentemente se maneja sólo líquido o gas; pero debido a los 
cambios de presión y temperatura que se producen a través de la tubería, hay 
vaporización de líquido o condensación de gas, dando lugar al flujo de dos fases. 
c) En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos de las compresoras y equipos de 
procesamiento, en cantidades apreciables. 
 
Las razones principales por las que es importante efectuar una separación adecuada de 
líquido y gas, son: 
 
a) En campos de gas y aceite, donde no se cuenta con el equipo de separación 
adecuado y además el gas se quema, una cantidad considerable de aceite ligero que 
es arrastrado por el flujo del gas también es quemado, ocasionando grandes 
pérdidas si se considera que el aceite ligero es el de más alto valor comercial. 
b) Aunque el gas se transporte a una cierta distancia para tratarlo, es conveniente 
eliminarle la mayor cantidad de líquido, ya que este ocasiona 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. 
c) Como se menciona, el flujo de gas frecuentemente arrastra líquidos de 
proceso, como el glicol, los cuales se deben recuperar ya que tienen un valor 
considerable. 
 
En la industria petrolera, entre los equipos de separación aplicados con mayor frecuencia, 
están los siguientes: 
 
2.1.1. Separadores: Son equipos utilizados para separar corrientes de aceite y gas que 
provienen directamente de los pozos. Las relaciones gas-aceite de estas corrientes 
disminuyen en ocasiones, debido a las cabezadas de líquido que repentinamente se 
presentan, siendo estas más frecuentes cuando los pozos producen artificialmente. 
 
2.1.2. Separadores a baja temperatura.- Estos dispositivos se utilizan para la separación 
de gas y condensados, a baja temperatura, mediante una expansión. Están diseñados para 
manejar y fundir los hidratos que se pueden formar al disminuir la temperatura del flujo. 
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2.1.3. Eliminadores.- Estos dispositivos se utilizan para eliminar los líquidos 
(hidrocarburos y agua) de una corriente de gas a alta presión. Se utilizan generalmente en 
los sistemas de separación a baja temperatura. Algunos eliminadores sólo separan el agua 
de la corriente de gas. 
 
2.1.4. Depuradores.-Son dispositivos que se utilizan para manejar corrientes con muy altas 
relaciones gas-líquido. Se aplican también para separar gotas muy pequeñas de líquido 
suspendidas en corrientes de gas, ya que éstas no son eliminadas generalmente por un 
separador ordinario. Dentro de este tipo específico de separadores están los depuradores de 
polvo y los filtros, que eliminan además de las gotas pequeñas de líquido, el polvo 
arrastrado en la corriente de gas. Es muy recomendable instalar depuradores antes de las 
compresoras, con el fin de protegerlas de los daños que pueden causar las impurezas 
arrastradas por el gas. 
 
2.2. DESCRIPCIÓN Y CLASIFICACIÓN DEL EQUIPO DE SEPARACIÓN. 
 
En este capítulo se describen las partes de un separador y los diferentes tipos de 
separadores, mencionando brevemente las características de operación de los separadores 
de dos y tres fases, en sus formas horizontal, vertical y esférica. 
 
2.2.1. Descripción de un separador. 
 
Un separador consta de las siguientes secciones: 
 
a) Sección de separación primaria. 
b) Sección de separación secundaria. 
c) Sección de extracción de niebla. 
d) Sección de almacenamiento de líquido. 
 
2.2.1.1. Sección de separación primaria: Al ingresar el flujo al equipo choca con una 
mampara que divide a dicho flujo en dos, los cuales se adhieren a la circunferencia interna 
del cuerpo del separador. El cambio brusco de dirección y fuerza centrifuga resultante del 
flujo circular separa eficientemente el líquido, que escurre hacia abajo por las paredes del 
recipiente del gas. 
 
2.2.1.2. Sección de 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. 
 
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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. 
 
2.2.1.3. Sección de 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 forman gotas más grandes, que se drenan a través de 
un conducto a 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. 
 
2.2.1.4. Sección de almacenamiento de líquidos.- 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. Esta instrumentación está formada por un controlador y un 
indicador de nivel, un flotador y una válvula de descarga. 
 
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. Aparte de las 4 secciones antes descritas, el separador debe tener dispositivos de 
seguridad tales como: una válvula de seguridad, un tubo desviador de seguridad y 
controles de contra presión adecuados. 
 
 
Cuando se conocen los tipos de flujo de la mezcla de gas y líquido que va al separador, tal 
como la frecuencia de los baches de líquido en pozos de bombeo, se deben hacer cambios 
en el diseño y tamaño de las partes del separador. Sin embargo es recomendable que el 
separador se diseñe de la forma más simple posible, para facilitar su limpieza y 
mantenimiento. 
 
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2.2.2. TIPOS DE EXTRACTORES DE NEBLINA. 
 
Los principios mecánicos bajo loscuales operan los extractores de niebla son 
Asentamiento por gravedad, la fuerza centrífuga, el choque y la filtración. 
 
Los extractores de niebla más empleados son los del tipo de impacto, que a su vez pueden 
ser de veletas o de alambre entretejido. 
 
Fig. 1. Cap. 2.- Esquema de un separador Vertical. 
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a) Extractores de niebla tipo veleta.-Consisten de placas metálicas paralelas 
formando un laberinto. Cada una de estas placas, cuenta con varias bolsas para 
retener el líquido. 
 
Cuando el gas pasa a través del extractor cambia de dirección varias veces y es 
centrifugado, provocando que las gotas de líquido se muevan hacia el exterior, donde son 
retenidas por las bolsas colectoras. 
 
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/MM* pie3 de gas. 
 
*M M significa millones. 
 
 
Fig. 2. Cap. 2.- Separador tipo veleta. 
 
La eficiencia de un extractor de niebla de este tipo, aumenta al colocar las placas de metal 
más juntas o al instalar más bolsas para retener el líquido; pero obviamente también se 
incrementa la caída de presión a través del extractor. 
Entre los factores que afectan la eficiencia de estos extractores están el tamaño de las gotas, 
la densidad y la tensión superficial del líquido. Los extractores de este tipo son eficientes 
para separar partículas de líquido mayores de 10 micras. 
En los separadores que manejan glicol ha sido necesario utilizar dos extractores en serie, ya 
que siendo el glicol un líquido alto tensor propicia la formación de películas en el primer 
extractor, las cuales son arrastradas por el flujo de gas hasta el segundo extractor, donde se 
retienen y separan. El glicol también tiene la tendencia a disminuir la densidad del aceite o 
condensados arrastrados en el flujo de gas. Este problema se ha reducido añadiendo un 
agente antiespumante de alta densidad al glicol. 
 
Cuando el separador cuenta con un tubo de drene de líquido, que va desde el extractor a la 
sección de almacenamiento, se debe vigilar que la caída de presión a través del extractor no 
sea mayor que la correspondiente a la columna hidrostática que se forma en el tubo. 
Cuando esto sucede, el líquido es extraído por succión hacia la parte superior del separador; 
o bien, el tubo queda parcialmente tapado. 
 
Comúnmente la caída de presión a través de este tipo de extractores, varía de 1 a 10 pg. de 
agua. 
 
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b) Extractores de niebla de malla de alambre entretejido.-Este tipo de extractores 
aunque se emplea poco, ha dado resultados favorables y es de bajo costo. Consisten 
básicamente de un cojinete de malla de alambre, que tiene aberturas asimétricas y 
desalineadas .El mecanismo de separación del líquido es el choque, aunque también 
hay acción centrifuga. 
 
 
Fig. 3. Cap. 2.- Malla de alambre entretejida. 
 
Las características de la malla de alambre usada en estos extractores, están dentro de los 
siguientes rangos: 
 
 
En la mayoría de los casos, el espesor del cojinete necesario para que el volumen de líquido 
arrastrado en el flujo de gas fuera del separador no exceda de 0.1 gal/MM pie3 debe ser de 
4 a 6 pg. 
 
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 líquido no puede fluir 
hacia abajo, contra el flujo del gas. 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. 
 
 
 
 
 
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Fig. 4. Cap. 2.- Gráfica de eficiencia de un extractor tipo maya. 
 
La velocidad con que se obtiene la máxima eficiencia puede calcularse con la siguiente 
ecuación. 
 
 
 
El valor aproximado de k, cuando se utiliza el extractor en separadores de gas y líquido, es 
0.35. La ecuación anterior es similar a la que se emplea para determinar la velocidad 
permisible en los separadores; pero en este caso el valor de k varía entre 0.12 y 0.17. 
 
En consecuencia el área de flujo del extractor debe ser menor que la del separador; esto se 
logra cubriendo una parte de la rejilla que sostiene el cojinete de malla de alambre. 
 
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La caída de presión en estos extractores 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 1pg. 
de agua. 
 
c) Extractores de niebla tipo ciclónico. - Este tipo de extractores, consiste de un 
conjunto de pares de tubos concéntricos, como los mostrados en la figura 5 capitulo 
2 montados en un recipiente como se indica en la figura 6 capitulo 2. El número de 
tubos concéntricos depende del gasto de gas que se va a manejar. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 6. Cap. 2.- Esquema de un extractor de 
niebla de tipo ciclónico. 
 
Fig. 5. Cap. 2.- Esquema de un tubo centrifugo de un 
extractor del tipo ciclónico. 
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Los tubos concéntricos están provistos de entradas tangenciales para el gas. La parte 
inferior de estos tubos es cónica y tienen descargas para las partículas de líquido separadas. 
 
El gas entra tangencialmente al espacio anular entre los dos tubos, moviéndose en espiral 
hacia abajo. Las partículas de líquido en la corriente de gas son conducidas, por la fuerza 
centrífuga, hacia las paredes del tubo en donde se recolectan y arrastran hacia el fondo por 
el gas. Estas partículas se descargan a través de la salida localizada en el fondo de los tubos. 
El gas, libre de impurezas, sale a través del tubo interior. 
 
La velocidad del flujo de gas en este tipo de extractores es crítica. Cuando la velocidad 
disminuye abajo de un cierto valor, la eficiencia se abate rápidamente y si la velocidad 
aumenta, la caída de presión a través del extractor también se incrementa. 
 
En algunos equipos de separación se han empleado extractores de niebla tipo choque, como 
el de alambre entretejido, delante de un extractor tipo ciclónico, con resultados 
satisfactorios. El extractor de alambre entretejido actúa como aglomerado de gotas 
pequeñas de líquido, las cuales son posteriormente eliminadas en el extractor tipo ciclónico. 
 
 
2.3. CLASIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS SEPARADORES. 
 
Los separadores pueden clasificarse por su forma y geometría en horizontales, verticales y 
esféricos, y para separar dos fases (gas y líquido) o tres (gas, aceite y agua). 
 
Separadores convencionales: 
 
 
Fig. 7. Cap. 2.- Esquema de un Recipiente Horizontal.INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
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Se acostumbra designar separadores convencionales a los separadores de dos fases en 
cualquiera de sus 3 tipos: verticales, horizontales y esféricos. Los separadores 
horizontales pueden estar formados por un tanque horizontal, o bien por dos colocados uno 
encima del otro. 
 
 
2.3.1. SEPARADORES HORIZONTALES. 
 
En caso de manejo de grandes volúmenes de gas, con relativamente, poco líquido, estos 
equipos son más económicos. Cuando se tiene en el flujo de gas lodos y arenas, la limpieza 
del recipiente se dificulta, por su configuración geométrica y por su construcción interna. 
Este tipo de equipo es fácil de montar sobre patines o silletas. Esto simplifica su transporte 
y su instalación. En cuanto a la inspección y reparación del equipo, esta se puede realizar 
desde el piso, generalmente, así como el cambio de los dispositivos de medición del mismo. 
 
En climas fríos, el flujo de gas sobre la extensa área de interfaces gas – líquido mantiene el 
líquido caliente a una temperatura mayor a la del hidrato. Debido a la gran área de 
interfaces, de este separador, existe una gran probabilidad de tener éxito en el manejo de 
crudos espumantes, que con otro tipo de separadores. 
 
2.3.1.1. Ventajas: 
1.-Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales. 
2.-Son más económicos que los verticales. 
3.-Son más fáciles de instalar que los verticales. 
4.-Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma. Para esto, donde 
queda la interfaz gas-líquido, se instalan placas rompedoras de espuma. 
 
2.3.1.2. Desventajas: 
1.- No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales sólidos como 
arena o lodo, pues es difícil limpiar este tipo de separadores. 
2.- El control de nivel de líquido es más crítico que en los se paradores verticales. 
 
2.3.1.3. FASES DE TRABAJO DE SEPARADORES HORIZONTALES. 
 
Este tipo de equipo se aplica idealmente para manejar un flujo de gas con poco líquido de 
manera muy económica. 
 
Fase 1. SEPARACIÓN PRIMARIA: El flujo de gas – líquido al entrar al separador 
encuentra una mampara, que obliga a dicho flujo a cambiar bruscamente de dirección, y se 
aprovechan la alta velocidad en la boquilla de admisión, este cambio de dirección provoca 
una efectiva separación inicial. 
 
Fase 2. SEPARACIÓN SECUNDARIA: El gas fluye a baja velocidad y con poca 
turbulencia a lo largo del separador, por lo que las gotas de líquido, arrastradas por el gas, 
pueden caer, hasta tocar la superficie del líquido acumulado al cual se incorporan. 
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Fase 3. EXTRACTOR DE NIEBLA: El gas que pasa por un extractor de neblina, en donde 
las gotas más pequeñas del líquido quedan atrapadas y se incorporan al volumen de liquido 
principal. 
 
El gas sale seco del separador. Y se muestra el esquema de un separador horizontal de tres 
fases. 
 
2.3.1.4. PARTES ESENCIALES DEL SEPARADOR DE TRES FASES 
HORIZONTAL. 
 
1.-Entrada de la mezcla. Boquilla de entrada al recipiente, que tiene por objeto el ingreso 
de la mezcla del agua, aceite y gas, para su posterior separación. 
 
2.- Mampara de choque. En una placa de choque que permite la primer separación física 
de la mezcla. 
 
3.- Cuerpo. Envolvente del recipiente sujeto a presión. 
 
4.- Silleta. Elemento estructura que funciona como apoyo del recipiente sujeto a presión. 
 
5.- Mampara rompe olas. Es una placa que permite en varios puntos del recipiente, el 
mantener el flujo de forma laminar. 
 
6.- Válvula de seguridad. Es una válvula que está calibrada a cierta presión para que se 
accione y libere el excedente de presión interna. 
 
7.- Cabeza de seguridad. Es un segundo nivel de seguridad, donde la cabeza está calibrada 
a una presión ligeramente mayor a la de la válvula de seguridad y el mecanismo que la 
acciona es netamente mecánico. 
 
8.- Manómetro. Es un dispositivo de medición, que registra la presión a la que trabaja el 
equipo. 
 
9.- Salida de agua. Es una brida de salida, donde el agua separada de la mezcla, se traslada 
a otro tipo de procesos, para su reutilización. 
 
10.- Control de nivel de agua. Es un dispositivo de medición, donde se observa, a través 
de un tubo de nivel, las condiciones del agua. 
 
11.- Salida de aceite. Es una brida de salida, donde el aceite separado de la mezcla, se 
traslada a otro tipo de equipos de proceso, para su reutilización. 
 
12.- Control de nivel de aceite. Es un dispositivo de medición, donde se observa, a través 
de un tubo de nivel, las condiciones del aceite. 
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13.- Flotadores. Son elementos, que operan dentro del recipiente, para delimitar la altura 
máxima requerida del líquido, en cada fase. 
 
14.- Salida de gas. Es una brida de salida, donde el gas separado de la mezcla, se traslada a 
otro tipo de equipos de proceso, para su reutilización. 
 
2.3.2. SEPARADORES VERTICALES. 
 
Manejan mayor cantidad de líquidos por unidad de gas, que los horizontales. 
 
Su gran capacidad de almacenamiento de líquidos, hace que su aplicación sea la más 
adecuada, en caso de presentar cabezadas súbitas de líquido, como sucede en los pozos, que 
están en producción por inyección de gas. 
 
Debido a su configuración geométrica, este tipo de separadores, presentan condiciones 
sobresalientes con respecto a los horizontales, cuando el gasto en el pozo tiene cantidades 
considerables de lodos o arenas. Es fácil su limpieza; ya que el equipo presenta una 
boquilla destinada al drenaje de estos sólidos. 
 
Por su configuración, el arreglo en batería, es el más conveniente debido a que en espacios 
restringidos de área útil por número de equipos es mayor. Sin embargo, el montaje de estos 
equipos es más complejo, debido a su posición final de trabajo. 
 
Una restricción es, el que estos equipos no son los más adecuados, para instalarse sobre 
patines. 
 
2.3.2.1. Ventajas: 
1.- Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de pozos 
con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido. 
2. 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. 
3.- Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son muy 
recomendables para flujos de pozos que producen por bombeo neumático, con el fin de 
manejar baches imprevistos de líquido que entren al separador. 
4.-Hay menor tendencia de revaporización de líquidos. 
 
2.3.2.2. Desventajas: 
1.-Son más costosos que los horizontales. 
2.-Son más difíciles de instalar que los horizontales. 
3.-Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma cantidad 
de gas. 
 
 
 
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Fig. 8. Cap. 2.- Esquema de un separador Vertical. 
 
2.3.2.3. FASES DE TRABAJO DE SEPARADORES VERTICALES. 
 
Los separadores verticales están diseñados y construidos para hacer uso detodos los 
factores, que propician y facilitan una separación mecánica entre la fase gaseosa y la fase 
líquida. 
 
Fase 1. SEPARACIÓN PRIMARIA: Al ingresar el flujo al equipo choca con una mampara 
que divide a dicho flujo en dos, los cuales se adhieren a la circunferencia interna del cuerpo 
del separador. El cambio brusco de dirección y fuerza centrifuga resultante del flujo 
circular separa eficientemente el líquido, que escurre hacia abajo por las paredes del 
recipiente del gas. 
 
Fase 2. SEPARACIÓN SECUNDARIA: El gas que fluye verticalmente hacia arriba a baja 
velocidad y poca turbulencia, da oportunidad al líquido, que no se había separado 
inicialmente, de precipitarse a contracorriente. 
 
Fase 3. EXTRACTOR DE NIEBLA: Este accesorio interno está instalado en la parte 
superior del recipiente y tiene por objeto poner en contacto las gotas más pequeñas del 
líquido, que aun arrastra el gas con una superficie metálica, en donde, por medio de 
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cambios constantes de dirección del flujo, estas gotas se unen unas a otras hasta que 
adquieren suficiente peso para caer hasta la zona de almacenaje de líquido. 
 
Cuando se ha acumulado el suficiente líquido en la parte interior del separador, su nivel 
llega al flotador de control de nivel, el cual opera la válvula automática, que permite la 
salida del aceite del separador. 
 
El gas seco fluye por la boquilla superior. 
 
2.3.3. SEPARADORES ESFÉRICOS. 
 
2.3.3.1Ventajas: 
1.- Más baratos que los horizontales o verticales. 
2.- Más compactos que los horizontales o los verticales, por lo que se usan en plataformas 
costa afuera. 
3.- Son más fáciles de limpiar que los separadores verticales. 
4.- Los diferentes tamaños disponibles los hacen el tipo más económico para instalaciones 
individuales de pozos de alta presión. 
 
2.3.3.2. Desventajas: 
1.- Tienen un espacio de separación muy limitado. 
 
2.4. SEPARADORES DE TRES FASES VERTICALES. 
 
Estos separadores, además de separar las fases líquida y gaseosa, separan el líquido en 
aceite y agua no emulsionada, tiene lugar por diferencia de densidades. Para esto se 
proporciona al líquido suficiente tiempo de residencia y se deposita en un espacio donde no 
hay turbulencia. 
 
Los separadores de tres fases pueden ser verticales, horizontales y esféricos. 
 
Además de las secciones y dispositivos con que cuentan los separadores de líquido y gas, el 
separador de 3 fases tiene las siguientes características y accesorios especiales: 
 
a) Una capacidad de líquidos suficiente para proporcionar el tiempo de retención necesario 
para que se separe el aceite y el agua. 
b) Un sistema de control para la interfaz agua-aceite. 
c) Dispositivos de descarga independientes para el aceite y para el agua. 
 
En las Figs. 9. Cap.2. y 10. Cap.2. se muestran dos esquemas de separadores verticales de 3 
fases, con las diferentes formas de control de nivel de líquidos. 
 
En la Fig. 9. Cap.2. se muestra un separador trifásico en que tanto el controlador del nivel 
total de líquidos, como el de la interfaz agua-aceite, son del tipo de desplazamiento. El 
primero regula la descarga del aceite y el segundo la del agua. 
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ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA 
 
“DISEÑO MECÁNICO DE UN SEPARADOR VERTICAL DE TRES FASES, AGUA, ACEITE Y GAS, DE ØE 48” x 7’ LONGITUD DE 
SOLDADURA A SOLDADURA” 
“SOY POLITÉCNICO POR CONVICCIÓN NO POR CIRCUNSTANCIA” Página 47 
 
Las ventajas que tiene este control de nivel de líquidos, son: 
 
a) Diseño simple, con lo que se facilita el mantenimiento y la limpieza del separador. 
b) Los volúmenes para retención del aceite y del agua, se pueden variar fácilmente 
moviendo los controladores de nivel. 
c) El volumen de la sección de almacenamiento de líquidos disponible, es mayor que 
cuando se usa alguna de las otras formas de control. 
 
Las desventajas que tiene la forma de control mostrada en la Fig. 9. Cap.2. son: 
 
a) En ocasiones falla el controlador de la interfaz agua-aceite o la válvula de descarga del 
agua, ocasionando que el aceite y el agua sean descargados a través de la salida del agua. 
b) Se requiere experiencia para operar esta forma de control de nivel. 
La forma de control de líquidos mostrada en la Fig. 9. Cap.2.también se puede utilizar en 
separadores horizontales y esféricos. Sin embargo, su aplicación más adecuada es en 
separadores verticales, pues la altura de las columnas de aceite y agua, permite que haya 
más separación entre los flotadores de los controladores de nivel. 
 
En la Fig. 10. Cap.2. se muestra un control de nivel en la cual el controlador total de 
líquidos es un vertedero; mientras que, el de la interfaz agua-aceite es del tipo de 
desplazamiento. La disposición de estos accesorios permite regular fácilmente la interfaz 
agua-aceite. 
 
Las desventajas que tiene la forma de control mostrada en la Fig. 10. Cap.2, son: 
 
a) Es difícil proporcionar mantenimiento y limpieza a los separadores. 
b) El volumen disponible de la sección de almacenamiento de líquidos, es substancialmente 
menor que cuando se emplea el tipo de control de nivel mostrado en la Fig.10. Cap. 2 
 
En la Fig.9. Cap. 2 se muestra un separador trifásico en -donde tanto el controlador de nivel 
total de líquidos, como el de la interfaz agua-aceite son vertederos. 
 
Las ventajas de esta forma de control son: 
 
a) Si las descargas del aceite o el agua fallan, únicamente sale a través de ellos el aceite o el 
agua, dependiendo de la que falle. 
b) Es fácil de operar. 
 
Sus desventajas son: 
 
a) Es sumamente difícil proporcionar mantenimiento y limpieza a los separadores. 
b) El volumen disponible de la sección de almacenamiento de líquidos es menor que 
cuando se emplea el tipo de control de nivel. 
c) Aunque los vertederos del control de nivel son ajustables, su maniobra es difícil. 
 
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“DISEÑO MECÁNICO DE UN SEPARADOR VERTICAL DE TRES FASES, AGUA, ACEITE Y GAS, DE ØE 48” x 7’ LONGITUD DE 
SOLDADURA A SOLDADURA” 
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Fig. 9. Cap. 2.- Esquema de un Separador trifásico con controladores de nivel del tipo de 
deslizamiento. 
 
 
Fig. 10. Cap. 2.- Esquema de un separador trifásico con un vertedero como controlador de 
nivel total de líquidos y uno de desplazamiento para interfase agua-aceite. 
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2.5. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE MEZCLAS DE GAS 
LÍQUIDO. 
 
En este capítulo se discuten los diferentes factores que gobiernan la separación de mezclas 
de gas y liquido y la forma en que afectan la eficiencia de los separadores. 
 
2.5.1. MECANISMOS DE SEPARACIÓN. 
 
La separación de mezclas de gas y líquido, se logra mediante una combinación adecuada de 
los siguientes factores: gravedad, fuerza centrífuga y choque. 
 
2.5.1.1. SEPARACIÓN POR GRAVEDAD. 
 
Es el mecanismo de separación que más se utiliza, debido a que el equipo requerido es muy 
simple. Cualquier sección -ampliada en una línea de flujo, actúa como asentador, por 
gravedad, de las gotas de líquido suspendidas en una corriente de gas. 
 
El asentamiento se debe a que se reduce la velocidad del flujo. 
 
En los separadores el asentamiento por gravedad tiene -lugar principalmente en la sección 
secundaria, que se conoce también como sección de asentamiento por gravedad. 
 
Si el flujo es vertical hacia arriba,