ES2640925T3 - Separador tubular inclinado para separar sustancias de pozos petrolíferos - Google Patents

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Abstract

Separador inclinado (1, 14, 15, 16, 17) para separar sustancias de un pozo petrolífero, comprendiendo el separador (1, 14, 15, 16, 17) - una sección tubular, cerrada, externa alargada (20, 85) y una sección tubular, interna, alargada (21, 80) dispuesta dentro de la sección tubular externa alargada (20, 85), donde ambos la sección tubular, cerrada, externa alargada (20, 85) y la sección tubular interna alargada (21, 80) están inclinadas bien hacia arriba o bien hacia abajo con respecto a la horizontal, - donde la sección tubular interna alargada (21, 80) está cerrada en un extremo mediante una tapa de extremo (5), que funciona para evitar acumulaciones y se abre en otro extremo para su conexión con una sección de alimentación de tubos (10, 23) mediante una expansión cónica entre la sección de alimentación de tubos (10, 23) y la sección de tubo interior (21, 80), - y donde se introducen sustancias del pozo petrolífero en el extremo abierto de la sección tubular interna (21, 80) a través de la sección de alimentación de tubo (23, 10) que pasa a través de la sección tubular externa (20, 85) y dentro de la sección tubular interna (10, 23), - y donde la sección tubular interna (21, 80) comprende múltiples ranuras (22, 81, 90) dispuestas en una dirección longitudinal de la sección tubular interna (21, 80) de manera circunferencial, - donde la inclinación del separador (1, 14, 15, 16, 17) facilita la separación de las sustancias de los pozos petrolíferos en sustancias de densidad inferior y sustancias de densidad superior, - donde las sustancias de densidad inferior por flotabilidad derivan hacia arriba a través de las ranuras (22, 81, 90) y salen a través de una salida superior (3, 86) en la sección tubular externa (20, 85) y sustancias de densidad superior se hunden hacia abajo a través de las ranuras (22, 81, 90) y por gravedad salen a través de una salida inferior (2, 84) en la sección tubular externa (20, 85), cuando la dirección de flujo en la sección tubular interna (21, 80) es bien hacia arriba o bien hacia abajo.

Description

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DESCRIPCION
Separador tubular inclinado para separar sustancias de pozos petrolfferos Campo de la invencion
La presente invencion se refiere a un separador tubular de petroleo que proporciona separacion de respectivos componentes fluidos mezclados en fluidos de pozos petrolfferos, en el que el separador tubular de petroleo esta dispuesto para mitigar problemas relacionados con turbulencias y posibles comportamientos de fluidos no newtonianos de componentes fluidos mezclados en los fluidos desde los pozos petrolfferos en el separador de petroleo. La invencion se refiere ademas a un metodo de operacion de un separador. Ademas, la invencion se refiere a un sistema de multiples separadores.
Antecedentes de la invencion
Los fluidos que se producen a partir de pozos petrolfferos pueden comprender una mezcla de componentes fluidos tales como petroleo, agua, gas y arena, etc., que comunmente se denominan fases fluidas, donde la fraccion en porcentaje de cada componente fluido respectivo puede variar de un campo de petroleo a otro, y tambien durante la vida operativa de un mismo pozo petrolffero. Por ejemplo, es comun tener un aumento del contenido de agua de los pozos petrolfferos hacia el final de la vida util de la produccion de un pozo petrolffero.
La separacion de componentes fluidos puede ser necesaria para poder proporcionar un procesamiento adicional del petroleo y gas en una refinena, por ejemplo. Sin embargo, el requisito de proporcionar separacion no siempre es un requisito espedfico. A veces solo es necesario separar el agua del petroleo, ya sea como un proceso de separacion de curso, o con una mayor demanda de resultados de separacion y/o eficiencia.
Hay algunas propuestas de separadores en la tecnica conocida que proporcionan separacion de agua de fluidos que se producen a partir de pozos petrolfferos. Una tecnica comun es utilizar el hecho conocido de que el agua tiene una densidad superior que el petroleo, y por lo tanto es posible utilizar la gravedad como fuerza de separacion. Una disposicion conocida comun del separador es utilizando un tanque grande donde los lfquidos del pozo petrolffero se mantienen inmoviles por un penodo de tiempo. Durante este penodo de tiempo, las fuerzas gravitatorias separan el petroleo y el agua, y el agua se amontona en el fondo del tanque desde donde se puede quitar, y el gas puede ser amontonado en la parte superior del tanque por encima del petroleo ya que el gas tiene una densidad inferior que el petroleo y el agua. La arena tambien se puede apilar en el fondo del tanque junto con el agua.
Tambien se conocen tipos mas activos de separadores, por ejemplo, la clase de separadores denominados separadores ciclonicos. La solicitud de patente EP0266348 A1 del 17 de junio 1985 divulga un separador ciclonico que comprende una camara de separacion (1), (2) (3); al menos una entrada (8) para introducir la alimentacion a separar en el separador de ciclones y al menos dos salidas (4), (10) para descargar material de la camara de separacion. El separador comprende por lo menos una ranura (20) generalmente circunferencial, dispuesta en la pared de la camara de separacion corriente abajo de cada ranura de entrada (20), que conduce o comunica con una salida de la camara de separacion.
Las instalaciones de los tanques separadores gravitacionales son bastante grandes y por lo general solo pueden ubicarse en lugares situados en el centro en tierra firme. Especialmente, en relacion con la produccion de petroleo desde el lecho marino esto ha sido considerado como una solucion desfavorable. La publicacion de la patente US 8.002.121 con prioridad desde el 15 de noviembre 2004, de Michel Berard et al., soluciona este problema disponiendo un separador de flujo en lmea que puede instalarse en un lecho marino que comprende una seccion cuesta arriba de una tubena conectada a una cabeza de pozo, donde un primer lfquido (petroleo) y un segundo lfquido mas denso (agua) pueden fluir a traves del separador desde la parte inferior del separador hasta una abertura de salida ubicada hacia arriba. El segundo lfquido forma un sumidero debido a la gravitacion que se extiende cuesta arriba desde el fondo del separador hasta una capa de interfaz entre el agua y el petroleo. Una salida en el fondo del separador hace posible eliminar el agua recogida en el sumidero. Una serie de sensores estan dispuestos en la seccion ascendente para supervisar la posicion de la capa de interfaz entre el agua y el petroleo.
La solicitud de patente internacional WO 02/01044 de Skovholt et al. divulga un separador gravitacional inclinado que tiene un tubo interior dispuesto dentro de un tubo exterior. Un tubo que lleva fluidos desde una cabeza de pozo petrolffero esta dispuesto para estar en comunicacion fluida con el tubo interior a traves de una junta de tubo situada, por ejemplo, en una superficie inferior del separador inclinado. El tubo interior tiene una pluralidad de perforaciones (u orificios) en las paredes internas del tubo, y debido al agua gravitatoria (y arena si esta presente) en el fluido de la cabeza del pozo caera a traves de estas aberturas, y se recogera en un sumidero la parte inferior del tubo exterior. El petroleo (y/o gas) separado saldra del tubo interior desde una abertura en una seccion superior del separador. La presion del pozo petrolffero impulsa los fluidos a traves del sistema separador. La publicacion de la patente US 5.837.152 con prioridad se considera como antecedente desde el 17 de abril de 1997, de Komistek et al. describe un separador gravitacional que comprende una tubena exterior alargada y una tubena interior cerrada en un extremo para separar petroleo/agua. La emulsion se alimenta al separador a traves de una tubena de entrada
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que esta conectado a la tubena interior, que comprende ademas perforaciones superior e inferior. Sin embargo, la pluralidad de aberturas, por ejemplo, orificios redondos, tiene una tendencia a inducir turbulencia en la corriente de flujo desde el tubo interior hacia el tubo exterior, lo que puede proporcionar una ralentizacion de la corriente de fluidos y que tambien puede proporcionar una mezcla desfavorable de componentes fluidos, especialmente en la capa interfacial entre agua y petroleo. Esta condicion puede ser diffcil de manejar si el fluido de la cabeza del pozo esta bajo alta presion. Ademas, si la velocidad del flujo de componentes de fluido en el tubo es demasiado alta, la corriente de fluidos que pasa las aberturas en la pared del tubo interior puede proporcionar una fuerza de succion debido al efecto Venturi, como es conocido por un experto en la tecnica. Por lo tanto, es posible que el separador bajo ciertas condiciones pueda extraer (bombear) agua del sumidero a la corriente de fluidos en el tubo interior en lugar de separar por ejemplo el agua del petroleo. Por lo tanto, puede ser necesario reducir la velocidad de la corriente de fluido en la disposicion. Segun la ensenanza de Skovholt et al. esto se puede conseguir con valvulas que se controlan en un bucle de realimentacion, en donde se generan senales de control proporcionales a las senales de los transductores de presion respectivos situados en el separador, por ejemplo.
Tambien puede ser un problema que la capa de interfaz entre el agua y el petroleo en el separador pueda ser una capa de interfaz difusa (no hay lmea de borde distinta entre los fluidos) y tambien que la capa de interfaz puede estar situada a diferentes niveles con respecto a, por ejemplo, parte inferior del separador. Si la interfaz esta demasiado cerca de la parte inferior, el numero de aberturas en las paredes de los tubos interiores que el agua puede caer debido a la gravedad sera menor en comparacion con una situacion en la que la interfaz es mas alta en el separador inclinado. Por lo tanto, la capacidad de separacion puede ser variable debido, por ejemplo, a caudales variables.
Tambien hay otras cuestiones adicionales que hay que tener en cuenta. Por ejemplo, acumulaciones que son grandes volumenes de lfquido o gas que pueden aparecer como una unidad de diferentes razones y condiciones en las lmeas de tubena que transportan petroleo crudo de los pozos petrolfferos. En la tecnica conocida es comun disponer un receptor de acumulaciones que esta situado en el extremo de una lmea de tubena y actua como un tampon para proteger el equipo de procesamiento. Las acumulaciones pueden moverse con velocidades mas altas que los fluidos esperados que fluyen del campo petrolffero. La energfa adicional proporcionada por esta velocidad aumentada puede dar lugar entonces a un esfuerzo mecanico inducido y al temblor de la instalacion como es conocido por un experto en la tecnica.
Otro problema con algunos petroleos crudos es como el agua en el petroleo crudo tiene impacto en la gelificacion y la reologfa del petroleo crudo ceroso. Estos efectos pueden constituir obstaculos para la transmision del petroleo a traves de un sistema separador, debido al comportamiento no newtoniano de los fluidos, asf como coagulos de gel que pueden bloquear aberturas en los sistemas separadores.
Por lo tanto, sena ventajoso un separador de petroleo mejorado y, en particular, sena ventajoso un separador de petroleo mas eficiente y/o configurable y adaptable.
Objeto de la invencion
Es un objeto adicional de la presente invencion proporcionar una alternativa a la tecnica conocida.
En particular, puede ser visto como un objeto de la presente invencion proporcionar un separador de petroleo tubular para fluidos de pozos petrolfferos que resuelve los problemas antes mencionados de la tecnica conocida con un diseno de separador de petroleo gravitatorio que proporciona condiciones de flujo laminar fluido mejoradas en el petroleo tubular separador.
Sumario de la invencion
Por lo tanto, el objeto descrito anteriormente y varios otros objetos estan destinados a ser obtenidos en un primer aspecto de la presente invencion proporcionando un separador tubular de petroleo que comprende una pluralidad de aberturas en un tubo interior dentro de un tubo exterior, donde el tubo interior esta cerrado en un extremo aguas arriba del tubo, donde el diseno de la pluralidad de aberturas depende de la calidad del petroleo a separar.
La presente invencion es particularmente, pero no exclusivamente, ventajosa para obtener un separador inclinado para separar las sustancias del pozo petrolffero, comprendiendo el separador
- una seccion tubular cerrada, externa alargada y una seccion tubular, interna alargada, que esta cerrada en un extremo y abierta en otro extremo,
- donde la seccion tubular interna esta dispuesta dentro de la seccion tubular externa,
- y cuando se introducen sustancias del pozo petrolffero en el extremo abierto de la seccion tubular interna a traves de una seccion de alimentacion de tubo que pasa a traves de la seccion tubular externa y dentro de la seccion tubular interna,
- y donde la seccion tubular interna comprende ranuras multiples, alargadas y paralelas dispuestas en una direccion longitudinal de la seccion tubular interna de una manera circunferencial,
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- donde la inclinacion del separador facilita la separacion de las sustancias del pozo petrolffero en sustancias de densidad inferior y sustancias de densidad superior,
- donde las sustancias de densidad inferior por flotacion derivan hacia arriba a traves de las ranuras y salida a traves de una salida superior en la seccion tubular externa y las sustancias de densidad superior se hunden hacia abajo a traves de las ranuras y por gravedad salen a traves de una salida inferior en la seccion tubular externa.
El separador inclinado obtenido de esta manera proporciona una solucion a los problemas de la tecnica conocida y de acuerdo con los objetivos expuestos anteriormente. La inclinacion puede estar hacia arriba o hacia abajo con relacion a la horizontal, es decir, que una direccion de flujo a traves de la seccion tubular interna sea hacia arriba o hacia abajo. El angulo de inclinacion se puede seleccionar de +5 a +60 grados o -5 a -60 grados. La seleccion de un angulo negativo puede ser ventajosa si la sustancia del pozo petrolffero comprende cantidades relativas elevadas de agua y/o arena. Un angulo positivo puede ser ventajoso si la sustancia del pozo petrolffero comprende cantidades relativas altas de gas y/o de petroleo.
El separador puede tener un extremo abierto de la seccion de alimentacion del tubo que incluye una seccion conica adaptada para la conexion a la seccion tubular interna y donde una dimension de la seccion transversal de la seccion de alimentacion del tubo aguas arriba de la seccion conica es menor que una dimension de la seccion transversal de la seccion tubular interna. Esta expansion conica en dimension proporciona una ralentizacion del flujo de las sustancias, lo que puede impedir la turbulencia y mantener un flujo laminar.
El separador puede tener en la seccion tubular interna ranuras, que son circulares, ovaladas o alargadas. Estas son formas preferidas, que disminuyen la posibilidad de turbulencia ya que no contienen esquinas agudas, etc., que pueden usarse, pero son menos deseadas.
El separador puede tener ranuras, que son esencialmente circulares y que comprenden aberturas graduales de tipo labio que se extienden hacia fuera desde la seccion tubular interna y terminan de una manera tubular. Esto mejora el flujo hacia fuera desde la ranura y ayuda a mantener el flujo laminar.
El separador puede tener una seccion de alimentacion de tubo, que incluye una seccion curvada. Esto tiene un cierto efecto de estratificacion de las fases de la sustancia ya que la velocidad del flujo es mas alta en el exterior de la curva y mas baja en el interior de la curva, y por lo tanto agrega un efecto centrifugado en la curva correspondiente a la gravedad, aunque puede estar en un plano diferente de la vertical.
El separador puede tener un vibrador adaptado para aflojar la sustancia pegada en la seccion tubular interna. Esto es de beneficio para evitar una parada para mantenimiento y servicio, ya que el vibrador puede abrir el flujo en caso de bloqueo.
El separador puede tener una aleta que se pueda abrir y cerrar, situada en el extremo cerrado de la seccion tubular interna. Esto se puede usar para eliminar una parte de cierre de la pieza de la seccion tubular interna.
La seccion tubular interna puede tener una dimension en seccion transversal, que es al menos tres o al menos cinco veces mayor que una dimension en seccion transversal de la seccion de alimentacion de tubos. Cuanto mayor es la diferencia en la dimension entre la seccion tubular interna y la alimentacion del tubo, mas se reduce el flujo y se reduce el riesgo de turbulencia. Sin embargo, si la diferencia de dimension se hace demasiado grande, existe el riesgo de que no pase suficiente flujo en la seccion tubular interna para aprovechar completamente la capacidad del separador.
Las multiples ranuras en la seccion tubular interna pueden extenderse sustancialmente en toda una longitud longitudinal de la seccion tubular interna. Esto proporciona ranuras que son eficaces tanto para fases de densidad inferior, que pueden salir de la seccion tubular interna mas aguas arriba que fases de densidad superior, las cuales pueden salir hacia abajo con relacion a las fases de densidad inferior.
Se puede proporcionar una abertura en el extremo cerrado de la seccion tubular interna y donde una seccion de tubo de retorno esta conectada a la abertura y cuando se produce un rebosamiento de la seccion de alimentacion de tubos de las sustancias del pozo petrolffero, conectado a la abertura en el extremo de la seccion tubular interna y recirculado de nuevo en la seccion de alimentacion de tubo. Esto es util cuando se ajusta la velocidad de flujo en el rodaje del separador. La velocidad del flujo se puede aumentar o disminuir hasta que practicamente ninguna sustancia se desborda.
La seccion de tubo de retorno esta preferiblemente conectada a la seccion de alimentacion de tubo mediante una conexion en forma de Y. Esto puede tener un efecto Venturi, donde el flujo en la alimentacion del tubo aspira el desbordamiento recibido desde la seccion del tubo de retorno.
La seccion tubular interna puede estar en comunicacion fluida con una abertura de entrada en una pared lateral de la seccion tubular externa en una seccion inferior del separador inclinado y en la que la abertura esta en
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comunicacion fluida a traves de un tubo curvado hasta una abertura inferior del interior seccion tubular. El efecto tecnico se explica en la descripcion de la figura 7.
La seccion tubular interna puede estar perforada con una pluralidad de ranuras de forma circular y donde se disponen tapas de cubierta redondeadas sobre las ranuras de forma circular y en las que las aberturas en las superficies de tapa de cubierta redondeadas estan dispuestas aguas abajo con respecto a la direccion de la corriente de fluido en la seccion tubular interna. El efecto tecnico se explica en la descripcion de la figura 8.
Otro aspecto de la invencion se refiere a un metodo para operar un separador inclinado para separar sustancias de pozos petrolfferos como se describe en las reivindicaciones 1 a 14, donde las sustancias del pozo petrolffero son alimentadas a una velocidad controlada desde la seccion de alimentacion de tubo a la seccion tubular interna y adaptando la velocidad de las sustancias del pozo petrolffero de la seccion de alimentacion de tubo para obtener un flujo laminar en la seccion tubular interna, con el fin de permitir la separacion de las sustancias del pozo petrolffero en sustancias de densidad inferior y sustancias de densidad superior.
Preferiblemente, la velocidad de las sustancias del pozo petrolffero esta adaptada para permitir que las sustancias de densidad inferior por flotacion deriven hacia arriba a traves de las ranuras y salgan a traves de una salida superior en la seccion tubular externa y las sustancias de densidad superior hundan se hacia abajo a traves de las ranuras por gravedad y salgan a traves de una salida inferior en la seccion tubular externa.
La velocidad de las sustancias de los pozos petrolfferos puede regularse intermitentemente de una manera pulsante. Esto es para crear un efecto de limpieza en el separador y en particular en las ranuras de la seccion tubular interna.
Otro aspecto de la invencion se refiere al uso de un separador inclinado segun cualquiera de las reivindicaciones 114 para separar sustancias de pozos petrolfferos en sustancias de densidad inferior, tales como principalmente petroleo y gas, y sustancias de densidad superior, tales como principalmente agua y arena.
Todavfa otro aspecto de la invencion se refiere a un sistema separador para separar sustancias de pozos petrolfferos, comprendiendo el sistema multiples separadores inclinados de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 14, donde las sustancias del pozo petrolffero se introducen en el extremo abierto de uno o mas de las secciones tubulares internos en donde la inclinacion del separador facilita la separacion de las sustancias del pozo petrolffero en sustancias de densidad inferior y sustancias de densidad superior, donde las sustancias de densidad inferior por la flotabilidad derivan hacia arriba a traves de las ranuras y salen a traves de una salida superior en la seccion tubular externa y las sustancias de densidad superior se hunden hacia abajo a traves de las ranuras y salen por gravedad a traves de una salida inferior en la seccion tubular externa y donde uno o mas colectores o secciones de tubena estan dispuestos para conecte las salidas superiores y las salidas inferiores, respectivamente.
Los aspectos respectivos de la presente invencion pueden combinarse cada uno con cualquiera de los otros aspectos. Estos y otros aspectos de la invencion seran evidentes y se aclararan con referencia a las realizaciones descritas a continuacion.
Descripcion de las figuras
El sistema separador de acuerdo con la presente invencion se describira ahora con mas detalle con referencia a las figuras adjuntas. Las figuras adjuntas ilustran ejemplos de realizaciones de la presente invencion y no deben interpretarse como limitativas de otras posibles realizaciones que caen dentro del alcance del conjunto de reivindicaciones adjunto.
Las figuras 1 a 6A ilustran ejemplos de realizacion de acuerdo con la presente invencion,
La figura 6B ilustra la seccion A-A de la figura 6A,
La figura 7 ilustra otro ejemplo de realizacion de acuerdo con la presente invencion,
La figura 8 ilustra una seccion transversal de un ejemplo de un separador de acuerdo con la presente invencion, Las figuras 9 a 15 ilustran ejemplos de un sistema separador de acuerdo con la presente invencion.
Descripcion detallada de una realizacion
Aunque la presente invencion se ha descrito en relacion con las realizaciones especificadas, no debe interpretarse que este de ninguna manera limitada a los ejemplos presentados. El alcance de la presente invencion se expone mediante el conjunto de reivindicaciones adjunto. En el contexto de las reivindicaciones, los terminos "que comprende" o "comprende" no excluyen otros posibles elementos o etapas. Ademas, la mencion de referencias tales como "una" o "una", etc. no debe ser interpretada como excluyendo una pluralidad. El uso de signos de referencia en
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las reivindicaciones con respecto a los elementos indicados en las figuras tampoco debe interpretarse como limitativo del alcance de la invencion. Ademas, las caractensticas individuales mencionadas en diferentes reivindicaciones pueden combinarse ventajosamente, y la mencion de estas caractensticas en diferentes reivindicaciones no excluye que una combinacion de caractensticas no sea posible y ventajosa.
El petroleo procedente tanto de campos petrolfferos de ultramar como de los campos petrolfferos en tierra es normalmente una mezcla de gas, petroleo, agua y arena y otros posibles componentes conocidos en la tecnica. Los componentes fluidos se denominan a menudo fases. La separacion de las fases se realiza en sistemas de separacion denotados dos separadores de fases, tres separadores de fases o cuatro separadores de fases, etc., en donde el numero de fases indica cuantas fases son realmente separadas. El contenido de los componentes o fases respectivas del petroleo puede variar drasticamente y, por lo tanto, no siempre es necesario disponer de un costoso separador de cuatro fases instalado.
Son diferentes cualidades de petroleo diferentes que pueden proporcionar diferentes aspectos de un diseno de separador. La edad del petroleo puede indicar la calidad donde los petroleos crudos mas jovenes tienen generalmente una calidad mas baja. Otro parametro importante es la viscosidad del petroleo, o la resistencia al flujo, que puede influir directamente en el diseno del separador. Los petroleos crudos con viscosidad mas alta tienen un flujo mas lento. Tambien hay una variacion en la cantidad y tipos de parafina que pueden estar presentes en el petroleo crudo, por ejemplo, parafinas de cadena lineal, parafinas de cadena ramificada, aromaticos y naftalenos. Las cadenas de moleculas largas de parafinas son compuestos de cera.
Un ejemplo de los graves problemas relacionados con la calidad del crudo es el campo petrolffero de Lasmo en el Reino Unido. Este campo petrolffero fue cerrado debido a problemas recurrentes de taponamiento de parafina.
La temperatura del petroleo crudo puede influir en diferentes aspectos de las cualidades del petroleo. Si la temperatura del petroleo esta por debajo del punto de fluidez (punto PP), el fluido de petroleo presenta un comportamiento altamente no newtoniano y puede producirse formacion de gel. Por encima del llamado punto de turbidez (punto WAT) es comun que el fluido de petroleo sea un fluido newtoniano y la deposicion de cera sea, por ejemplo, minima. Entre el PP y el punto WAT hay una mezcla de comportamiento no newtoniano y newtoniano del petroleo crudo. La temperatura del petroleo de un deposito puede variar, asf como el grado de enfriamiento del petroleo crudo que puede ocurrir cuando el petroleo se transporta en por ejemplo lmea de tubena en el suelo o el fondo marino.
Al disenar un separador de petroleo, la viscosidad del petroleo y la gelificacion y reologfa del petroleo crudo pueden requerir disenos que sean mas o menos incompatibles. Si un diseno es adecuado para petroleos crudos con alta viscosidad, el mismo diseno puede resultar no trabajar para petroleos crudos con menor viscosidad. Por lo tanto, parece necesaria alguna adaptacion de los disenos de separadores de fluido de petroleo a la calidad del petroleo crudo.
Las figuras 1 y 2 ilustran ejemplos de realizaciones de un separador 1, donde la inclinacion es negativa y donde la mezcla de petroleo continuara dentro de un tubo interior 21 que se expande en anchura desde la entrada 23 hasta la anchura final de la seccion de tubo interior 21. La conformacion conica de la entrada del tubo de la seccion de tubo interior 21 del tubo proporciona una disminucion de la velocidad del fluido de petroleo (efecto Venturi) antes de que las mezclas de fluido de petroleo entren en funcionamiento en contacto con la pluralidad de ranuras redondas mas pequenas (aberturas u orificios) 22 en la pared de la seccion de tubo interior 21. El ejemplo de montaje de orificios 22 como se ilustra en la figura 1 funciona como un tamiz y puesto que la seccion de tubo interior 21 esta dispuesta con una tapa de extremo cerrada 8 opuesta a la entrada 23, todos los fluidos que llegan a traves del separador solo pueden pasar las aberturas o tamiz 22 al pasar hacia fuera en la seccion de tubo exterior 20. La disposicion de la tapa de extremo 8 junto con las aberturas dispuestas en la pared de la seccion de tubo interior 21 proporciona una separacion entre los volumenes de fluido respectivamente localizados en la seccion de tubo interior 21 y la seccion de tubo exterior 20. La velocidad del fluido se reduce debido a la conformacion conica de la entrada de la seccion de tubo interior 21, pero seguira siendo una acumulacion de fluidos en el volumen de la seccion de tubo interior 21. Por lo tanto, habra un ligero gradiente de presurizacion a traves de las aberturas dispuestas 22 de la pared de la seccion de tubo interior 21. Por lo tanto, los fluidos de petroleo pasaran de la seccion de tubo interior 21 a la seccion de tubo exterior 20. A partir de la seccion de tubo exterior, las sustancias de densidad superior saldran a traves de una salida inferior 2 y las sustancias de densidad inferior saldran a traves de una salida mas alta 3, por lo que se obtiene una separacion de las sustancias. La figura 2 ilustra un ejemplo de realizacion de un separador 1 comparable a la figura 1, donde las ranuras 22 son mas grandes.
Esto contrasta con el ejemplo de la tecnica conocida ilustrada en el documento WO 02/01044, donde la velocidad del petroleo que pasa las aberturas en una seccion de tubo interior puede proporcionar una succion debido al efecto Venturi que estara presente. De esta manera es posible que el agua que normalmente debena fluir fuera de la salida en la seccion inferior del separador pueda ser bombeada nuevamente dentro del petroleo que fluye fuera de la salida superior.
Con referencia al problema descrito anteriormente con las acumulaciones en las lmeas de tubena, se puede disponer un interruptor de boquilla como parte de un sistema de lmea de tubena que disipa la energfa de las
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acumulaciones que ocurren intermitentemente y que puede almacenar temporalmente cualquier material en exceso para su posterior procesamiento. Si una boquilla llega a traves de la abertura de entrada de un ejemplo de realizacion de la presente invencion, la tapa de extremo 8 de la presente invencion, tal como se ilustra en la figura 1, puede servir para evitar acumulaciones que detendra las acumulaciones dentro de la seccion de tubo interior 21 proporcionando asf una posible separacion de los componentes de la boquilla, asf como el petroleo crudo normal a traves de las paredes de la seccion del tubo interior 21. Ademas, la disposicion de un conjunto de aberturas 22 como una disposicion de tamices, por ejemplo, proporcionara cierta disipacion de la energfa de la boquilla.
En la solucion de la tecnica conocida mostrada en el documento WO 02/01044, las acumulaciones pasan mas o menos sin obstrucciones fuera de las aberturas de salida previstas dispuestas respectivamente para el agua y el petroleo (y/o gas) en el separador, y la acumulacion puede pasar a traves de las corrientes ascendentes del equipo de procesamiento con el consiguiente riesgo de danar el procesamiento en curso de los fluidos de petroleo de un pozo.
Las figuras 3, 4, 5 y 6A ilustran otras realizaciones de un separador 1 que tiene una inclinacion positiva. Aqrn la mezcla de petroleo continuara dentro de un tubo interior 21 que se expande en anchura desde la entrada 23 hasta la anchura final de la seccion de tubo interior 21. La conformacion conica de la entrada del tubo de la seccion de tubo interior 21 del tubo proporciona una disminucion de la velocidad del fluido de petroleo (efecto Venturi) antes de que las mezclas de fluido de petroleo entren en funcionamiento en contacto con la pluralidad de ranuras redondas mas pequenas (aberturas u orificios) 22 en la pared de la seccion de tubo interior 21. Los ejemplos de montaje de orificios 22 como se ilustra en las Figuras 3 - 6A estan funcionando para dejar gradualmente que substancias separadas fluyan a traves de las ranuras para provocar una separacion. La seccion de tubo interior 21 esta dispuesta con una tapa de extremo cerrada 8 opuesta a la entrada 23, todos los fluidos que llegan a traves del separador solo pueden pasar las aberturas o tamices 22 cuando pasan hacia dentro de la seccion de tubo exterior 20. La disposicion de la tapa de extremo 28 junto con las aberturas dispuestas en la pared de la seccion de tubo interior 21 proporciona una separacion entre los volumenes de fluido respectivamente localizados en la seccion de tubo interior 21 y la seccion de tubo exterior 20. La velocidad del fluido se reduce debido a la conformacion conica de la entrada de la seccion de tubo interior 21, pero seguira siendo una acumulacion de fluidos en el volumen de la seccion de tubo interior 21. Por lo tanto, habra un ligero gradiente de presurizacion a traves de las aberturas dispuestas 22 de la pared de la seccion de tubo interior 21. Por lo tanto, los fluidos de petroleo pasaran de la seccion de tubo interior 21 a la seccion de tubo exterior 20. A partir de la seccion de tubo exterior, las sustancias de densidad superior saldran a traves de una salida inferior 2 y las sustancias de densidad inferior saldran a traves de una salida mas alta 3, por lo que se obtiene una separacion de las sustancias. La figura 3 ilustra un ejemplo de realizacion de un separador 1 que tiene ranuras relativamente grandes 22. La figura 4 ilustra un ejemplo de realizacion de un separador 1 que tiene ranuras relativamente pequenas 22. En la figura 5 las ranuras son alargadas para formar manguitos. Tambien se muestra un filtro 4 en la figura 5. El filtro puede obstruir las gotitas de gas, de modo que puedan disolverse gradualmente. En la figura 6A se muestra una realizacion con relativamente pocas ranuras, pero relativamente grandes, que se ilustran adicionalmente en la figura 6B, que muestra una abertura gradual 5 similar a un labio de una manera tubular.
En un ejemplo de realizacion de la presente invencion como se representa en la figura 7, un ejemplo de un separador comprende una seccion de tubo separador inclinado con un tubo interno 80 situado centrado dentro de un tubo exterior 85, donde el tubo interior esta en comunicacion fluida con la entrada a traves de una abertura de entrada en una pared lateral del tubo exterior en una seccion inferior de la seccion de tubo separador inclinado, en la que la abertura esta en comunicacion fluida a traves de un tubo curvado 83 a una superficie inferior del tubo interior situada dentro del tubo exterior, donde la superficie inferior 82 del tubo interior esta dispuesta con una forma conica, en la que una seccion con radio mas pequeno de la forma conica esta conectada al tubo curvado mientras que una seccion con un radio mayor del cono esta conectada al tubo interior, las paredes del tubo interior estan perforadas con una pluralidad de ranuras 81 paralelas y alargadas, y el tubo interior esta terminado y cerrado en una seccion situada en una seccion superior del tubo separador inclinado se el tubo exterior tiene una primera abertura de salida 86 dispuesta en la seccion superior y una segunda abertura de salida 84 dispuesta en la seccion inferior de la seccion de tubo separador inclinado. El tubo curvado 83 proporciona un pequeno efecto de ciclon separando el petroleo y el agua en dos capas antes de que el fluido mezclado entre en la parte de forma conica 82. La forma conica reducira la velocidad del fluido antes de pasar las ranuras alargadas 81. Las ranuras alargadas 81 proporcionan menos turbulencia en los fluidos en comparacion con las perforaciones tradicionales como se conoce en la tecnica. Ademas, el posible problema de succion como se describe en la tecnica conocida se elimina con este diseno debido a las ranuras puesto que las direcciones de las ranuras estan en la direccion del flujo de los fluidos.
Segun otro ejemplo de realizacion de la presente invencion, tal como se ilustra en la figura 8, las paredes del tubo interior estan opcionalmente perforadas con una pluralidad de aberturas 90 de forma circular, en las que se disponen tapas de cubierta redondeadas 91 sobre las aberturas de forma circular, la abertura 92 en las superficies de tapa de cubierta redondeadas esta dispuesta aguas abajo con relacion a la direccion de la corriente de fluido en el tubo interior y donde la abertura en las superficies de tapa redondeadas constituye una superficie perpendicular a las paredes laterales del tubo interior. Con esta disposicion, las aberturas de las aberturas de forma circular no experimentaran una corriente de fluidos que pasen por las aberturas y proporcionando asf una fuerza de succion debido al efecto Venturi. Ademas, las aberturas junto con las tapas de cubierta proporcionan un aumento en el diametro del tubo sobre el area de la abertura reduciendo de este modo la velocidad de los fluidos que pasan por las
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aberturas. Esto permitira una mayor eficiencia de separacion. La configuracion lisa de las superficies de tapa de cubierta proporciona un guiado de fluidos a lo largo de las superficies de tapa lisas debido al efecto Coanda. El efecto resultante es que hay un riesgo reducido de turbulencia en la corriente de fluidos debido a las aberturas.
El petroleo de los campos petrolfferos de ultramar, asf como en tierra son por lo general una mezcla de gas, petroleo, agua y arena, etc. Los componentes fluidos se denominan a menudo fases. La separacion de las fases se realiza en sistemas de separacion denotados dos separadores de fases, tres separadores de fases o cuatro separadores de fases, etc., donde el numero de fases indica cuantas fases estan realmente separadas. El contenido de los componentes o fases respectivas del petroleo puede variar drasticamente y, por lo tanto, no siempre es necesario disponer de un costoso separador de cuatro fases instalado. Sin embargo, si el contenido de agua es bajo al comienzo de la produccion de un pozo petrolffero, es comunmente conocido que el contenido de agua aumenta despues de un tiempo. Esto se debe, por ejemplo, a las caractensticas de la geologfa en la formacion que contiene petroleo. Por ejemplo, la presion dentro de la formacion de petroleo puede ser menor despues de un penodo de produccion que permite el flujo de entrada de agua de las formaciones circundantes.
El procesamiento de fluidos en otras etapas de procesamiento, o en otros lugares, puede dictar el numero de fases separadas que se necesitan. La composicion y la fraccion porcentual respectiva del volumen de gas, petroleo, agua y arena, etc. variaran desde el comienzo de la produccion hasta el final de la produccion desde un pozo petrolffero. Ademas, tambien debena ser posible proporcionar diferentes esquemas de separacion con respecto al numero de componentes o fases que se pretende separar durante diferentes etapas de la vida util de produccion de un pozo petrolffero. Por ejemplo, una mezcla de petroleo y gas puede separarse del agua lo que implica un separador de dos fases. Otro ejemplo puede ser la separacion de una mezcla de petroleo y arena de gas separado y agua separada, lo que implica un separador trifasico. Todas las fases de fluido tambien pueden separarse lo que implica, por ejemplo, un separador de cuatro fases. Ademas, el volumen de cada fase o componente de fluido en la mezcla de fluido influira en la capacidad del sistema con respecto a las secciones de separador que manejan cada componente de fluido respectivo. Tambien es beneficioso poder configurar que fases fluidas que deben permanecer juntas despues de pasar el sistema separador si no todas las fases estan separadas, por ejemplo, petroleo y agua, petroleo y gas, etc.
Ademas, puede ser ventajoso poder combinar secciones de separacion basadas en diferentes principios de separacion ffsica, por ejemplo, separadores ciclonicos y/o separadores gravitacionales en una configuracion optimizada.
La figura 9 ilustra un ejemplo de configuracion de un sistema que tiene cuatro separadores segun la presente invencion, donde el fluido de un pozo petrolffero esta distribuido en paralelo por una seccion del colector de entrada (no mostrada) a cada abertura de entrada respectiva 24', 25' 26', 27', de cada seccion separadora inclinada respectiva 14, 15, 16, 17. Las aberturas de salida 24, 25, 26, 27 situadas en la seccion superior de los separadores inclinados se recogen en una tubena de salida 11, una seccion de colector de salida (no mostrada). Las aberturas de salida 24", 25", 26", 27" en las secciones inferiores de las secciones separadoras respectivas son recogidas por una seccion de tubena y una seccion de colector de salida (no mostrada) a una segunda tubena de salida 12. El volumen de gas puede ser grande, mientras que el volumen de petroleo y agua es moderado. En esta configuracion, el gas se separa del petroleo mezclado con agua y arena (separacion de dos fases). El flujo de cada separador es controlado por valvulas de estrangulamiento ajustables colocadas en las aberturas de salida 24, 25, 26, 24", 25", 26", 27".
Los separadores pueden tener diferentes inclinaciones (no mostradas), como, por ejemplo, ese fluido con un alto contenido de gas, que el gas puede separarse mas eficientemente con una inclinacion positiva relativamente alta.
La figura 10 representa un ejemplo de configuracion de acuerdo con la presente invencion adaptable a un campo petrolffero con un volumen moderado de gas situado en aguas profundas. El volumen de gas es moderado, el volumen de los petroleos es grande y el volumen de agua y arena es moderado. El primer separador (visto desde la izquierda en la figura) separa el gas del petroleo mezclado con agua y arena. La mezcla de petroleo, agua y arena del primer separador se separa entonces en una disposicion paralela entre el segundo, tercer y cuarto separadores. La salida del segundo, tercer y cuarto separador es el petroleo y una mezcla de agua y arena. Esta configuracion es un separador de dos fases.
La figura 11 es una configuracion con un gran volumen de gas y un volumen moderado de petroleo, agua y arena. El gas se separa de la mezcla de petroleo y agua y arena en dos disposiciones de seccion separadora paralelas. Esta configuracion es un separador de dos fases.
La figura 12 representa un ejemplo de configuracion adaptada a un campo petrolffero con bajo volumen de gas, volumen moderado de petroleo y gran volumen de agua y arena. El petroleo se separa de una mezcla de agua y arena, y el agua se separa de la arena en dos secciones separadoras paralelas (separacion trifasica). El primer separador (visto desde la izquierda en la figura) separa el petroleo mientras que las dos secciones separadoras siguientes separan la arena en paralelo de la mezcla de agua y arena del primer separador. El agua y el petroleo restantes de estos dos separadores se separan entonces en la ultima seccion del separador. El ultimo separador
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separa el agua. Este es un separador trifasico.
La figura 13 representa una configuracion adecuada para un campo petrohfero con bajo volumen de gas, volumen moderado de petroleo y grandes volumenes de agua y arena como en el ejemplo ilustrado en la figura 12. Sin embargo, en este ejemplo de configuracion hay una disposicion separadora paralela para la separacion de agua. Este es un separador trifasico.
Las figuras 14 y 15 ilustran configuraciones posibles adicionales del sistema de acuerdo con la presente invencion.
La configuracion real de un separador 1 o un sistema de separadores solo puede encontrarse recogiendo datos emprncos. No hay actualmente ningun modelo analftico disponible para determinar la configuracion. Esto se refiere a separadores y sistemas de separadores para pozos petrolfferos que proporcionan sustancias muy diferentes, tales como viscosidad, densidad, cantidades de gas, petroleo, agua y arena variables, asf como cambios en estos parametros a lo largo del tiempo en un pozo petrolffero. Solo se pueden dar indicaciones, tales como baja viscosidad requiere muchas ranuras pequenas, mientras que la alta viscosidad requiere menos ranuras y mas grandes. Ademas, la velocidad de flujo es un parametro importante, ya que la alta velocidad aumenta el riesgo de turbulencia. Ademas, la longitud y el diametro del separador influyen en el rendimiento y en la capacidad del separador. Con un separador mas largo, las fases tienen, dado que la velocidad del flujo es constante, mas tiempo para separarse, ya que viajaran mas tiempo dentro de la seccion tubular interna y permaneceran mas tiempo en la seccion tubular externa. El diametro de la seccion interior influye, al menos en parte, en hasta que punto las fases en la parte central de la seccion tubular interna necesitan desplazarse para salir a traves de las ranuras. El diametro de la seccion tubular externa influye, al menos en parte, en el tiempo que las fases separadas tienen en la seccion tubular externa para refinar la separacion.
La separacion de fases de los solidos parafrnicos del petroleo crudo constituye una cuestion operativa importante para la industria petrolera, teniendo en cuenta que la asociacion de cristales de cera en una red desordenada puede conducir a graves problemas de seguridad de flujo. Aunque la presencia de agua en el petroleo crudo es bastante comun, su impacto en la gelificacion y la reologfa del petroleo crudo ceroso no ha recibido mucha mas atencion en la literatura.
Una presencia de agua por encima de un valor umbral puede mejorar en gran medida la formacion de gel, cambiando tanto la temperatura del punto de fluidez como la resistencia a la deformacion. Las caractensticas reologicas de los petroleos crudos se muestran por encima y por debajo del punto de gelificacion, y es una interpretacion cualitativa de la estructura de los geles de crudo ceroso en presencia de agua.
Esto sugiere que el impacto del agua emulsionada sobre el punto de fluidez y la reologfa del gel debe agregarse a las pruebas estandar realizadas en crudos durante los estudios de desarrollo de campo, en particular para aquellos desarrollos de ultramar con produccion multifasica para optimizar las configuraciones del separador.
Ejemplo
Una realizacion preferida de un separador de acuerdo con la invencion tiene una inclinacion de -15 grados (menos quince grados). La realizacion se basa en las siguientes caractensticas de fluido:
- 75 % de contenido de agua
- Velocidad de flujo de entrada 1 m/s
- Velocidad de flujo de la tubena interior por debajo de 0,11 m/s
- Velocidad del lfquido ligero por debajo de 0,01 m/s
- Tiempo de retencion de lfquido ligero de al menos 250 segundos
- Velocidad de la corriente de fluido pesada por debajo de 0,03 m/s
- Tiempo de retencion de lfquidos pesado de al menos 80 segundos
Para estas caractensticas se elige el siguiente diseno:
- Longitud total del separador, 8 m
- Diametro de entrada, 0,15 m
- Seccion conica del tubo interior, longitud 2,5 m partiendo de la entrada desde el extremo superior del tubo exterior
- Tubo interior cerrado en el extremo inferior con tapa, longitud 3 m, diametro 0,45 m
- Seccion ranurada del tubo interior, 80 % de la longitud del tubo interior
- Ranuras, manguitos alargados, paralelos, 0,01 m de ancho, 0,01 m de distancia, sobre toda la circunferencia del tubo interior
- Tubo exterior, longitud 8 m, diametro 0,75 m
- Salida de fluido en el extremo superior e inferior del tubo exterior, diametro 0,15 m

Claims (18)

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    REIVINDICACIONES
    1. Separador inclinado (1, 14, 15, 16, 17) para separar sustancias de un pozo petrolffero, comprendiendo el separador (1, 14, 15, 16, 17)
    - una seccion tubular, cerrada, externa alargada (20, 85) y una seccion tubular, interna, alargada (21, 80) dispuesta dentro de la seccion tubular externa alargada (20, 85), donde ambos la seccion tubular, cerrada, externa alargada (20, 85) y la seccion tubular interna alargada (21, 80) estan inclinadas bien hacia arriba o bien hacia abajo con respecto a la horizontal,
    - donde la seccion tubular interna alargada (21, 80) esta cerrada en un extremo mediante una tapa de extremo (5), que funciona para evitar acumulaciones y se abre en otro extremo para su conexion con una seccion de alimentacion de tubos (10, 23) mediante una expansion conica entre la seccion de alimentacion de tubos (10, 23) y la seccion de tubo interior (21, 80),
    - y donde se introducen sustancias del pozo petrolffero en el extremo abierto de la seccion tubular interna (21, 80) a traves de la seccion de alimentacion de tubo (23, 10) que pasa a traves de la seccion tubular externa (20, 85) y dentro de la seccion tubular interna (10, 23),
    - y donde la seccion tubular interna (21, 80) comprende multiples ranuras (22, 81, 90) dispuestas en una direccion longitudinal de la seccion tubular interna (21, 80) de manera circunferencial,
    - donde la inclinacion del separador (1, 14, 15, 16, 17) facilita la separacion de las sustancias de los pozos petrolfferos en sustancias de densidad inferior y sustancias de densidad superior,
    - donde las sustancias de densidad inferior por flotabilidad derivan hacia arriba a traves de las ranuras (22, 81, 90) y salen a traves de una salida superior (3, 86) en la seccion tubular externa (20, 85) y sustancias de densidad superior se hunden hacia abajo a traves de las ranuras (22, 81, 90) y por gravedad salen a traves de una salida inferior (2, 84) en la seccion tubular externa (20, 85), cuando la direccion de flujo en la seccion tubular interna (21, 80) es bien hacia arriba o bien hacia abajo.
  2. 2. Separador inclinado segun la reivindicacion 1, en el que una dimension en seccion transversal de la seccion de alimentacion de tubos (10, 23) aguas arriba de la expansion conica es menor que una dimension en seccion transversal de la seccion tubular interna (21, 80).
  3. 3. Separador inclinado segun la reivindicacion 1 o 2, en el que las ranuras (22, 81, 90) son circulares, ovaladas o alargadas.
  4. 4. Separador inclinado segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que las ranuras (90) son esencialmente circulares y comprenden aberturas graduales de tipo labio que se extienden hacia fuera desde la seccion tubular interna (21, 80) y terminan de una manera tubular.
  5. 5. Separador inclinado segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la seccion de alimentacion de tubos (10) incluye una seccion curvada (83).
  6. 6. Separador inclinado segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el separador (1, 14, 15, 16, 17) incluye un vibrador adaptado para aflojar la sustancia pegada en la seccion tubular interna (21, 80).
  7. 7. Separador inclinado segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el separador (1, 14, 15, 16, 17) incluye una aleta que se puede abrir y cerrar situada en el extremo cerrado de la seccion tubular interna (21, 80).
  8. 8. Separador inclinado segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la seccion tubular interna (21, 80) tiene una dimension en seccion transversal, que es al menos tres veces mayor que una dimension en seccion transversal de la seccion de alimentacion de tubos (10, 23).
  9. 9. Separador inclinado segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la seccion tubular externa (21, 85) tiene una dimension en seccion transversal, que es al menos cinco veces mayor que una dimension en seccion transversal de la seccion de alimentacion de tubos (10, 23).
  10. 10. Separador inclinado segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que las multiples ranuras (22, 81, 90) de la seccion tubular interna (21, 80) se extienden sustancialmente por toda la longitud longitudinal de la seccion tubular interna (21, 80).
  11. 11. Separador inclinado segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que se proporciona una abertura en el extremo cerrado de la seccion tubular interna (21, 80), y donde una seccion de tubo de retorno esta conectada a la abertura del extremo cerrado, en el que la seccion de tubo de retorno por el segundo extremo de la misma esta conectada a la seccion de alimentacion de tubos (10, 23), en el que la seccion de tubo de retorno (10, 23) esta dispuesta para conducir el rebosadero de la seccion tubular interna (21, 80) de nuevo a la seccion de alimentacion de tubos (10, 23) 23).
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  12. 12. Separador inclinado segun la reivindicacion 11, en el que la seccion de tubo de retorno esta conectada a la seccion de alimentacion de tubo (10, 23) mediante una conexion en forma de Y.
  13. 13. Separador inclinado segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la seccion tubular interna (21, 80) esta en comunicacion fluida con una abertura de entrada en una pared lateral de la seccion tubular externa (20, 85) en una seccion inferior del separador inclinado (1, 14, 15, 16, 17), y en el que la abertura esta en comunicacion fluida a traves de un tubo curvado hasta una abertura inferior de la seccion tubular interna (21, 80).
  14. 14. Separador inclinado segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la seccion tubular interna (21, 80) esta perforada con una pluralidad de ranuras (90) de forma circular y en las que estan dispuestas unas tapas de cubierta redondeadas (91) sobre las ranuras (90) y en el que las aberturas (92) en las superficies de tapa de cubierta redondeadas (91) estan dispuestas aguas abajo con relacion a la direccion de la corriente de fluido en la seccion tubular interna (21, 80).
  15. 15. Un procedimiento para operar un separador inclinado para separar sustancias de pozos petrolfferos segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que las sustancias del pozo petrolffero se alimentan a una velocidad controlada desde la seccion de alimentacion de tubo (10, 23) hasta la seccion tubular interna (21, 80) y adaptando la velocidad de las sustancias del pozo petrolffero de la seccion de alimentacion de tubos (10, 23) para obtener un flujo laminar en la seccion tubular interna (21, 80), para permitir la separacion de las sustancias del pozo petrolffero en sustancias de densidad inferior y sustancias de densidad superior.
  16. 16. Un procedimiento segun la reivindicacion 15, en el que la velocidad de las sustancias del pozo petrolffero esta adaptada para permitir que las sustancias de densidad inferior por flotacion deriven hacia arriba a traves de las ranuras (22, 81, 90) y salgan por una salida superior (2, 84) en la seccion tubular externa y las sustancias de densidad superior se hunden hacia abajo a traves de las ranuras (22, 81, 90) por gravedad a una salida a traves de una salida inferior (3, 86) en la seccion tubular externa (20, 85).
  17. 17. Uso de un separador inclinado segun cualquiera de las reivindicaciones 1 a 14 para separar sustancias de pozos petrolfferos en sustancias de densidad inferior, tales como principalmente petroleo y gas, y sustancias de densidad superior, tales como principalmente agua y arena.
  18. 18. Sistema separador para separar sustancias de pozos petrolfferos, comprendiendo el sistema multiples separadores inclinados segun cualquiera de las reivindicaciones 1 a 14, en el que se introducen sustancias del pozo petrolffero en el extremo abierto de una o mas de las secciones tubulares internas de una seccion de alimentacion de tubo que pasa a traves de la seccion tubular externa y dentro de la seccion tubular interna, donde la inclinacion del separador facilita la separacion de las sustancias de los pozos petrolfferos en sustancias de densidad inferior y sustancias de densidad superior, donde las sustancias de densidad inferior por flotacion derivan hacia arriba a traves de las ranuras y salen por una la salida superior en la seccion tubular externa y las sustancias de densidad superior se hunden hacia abajo a traves de las ranuras y por gravedad salen a traves de una salida inferior en la seccion tubular externa y donde uno o mas colectores o secciones de tubena estan dispuestos para conectar salidas superiores y salidas inferiores respectivamente.
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