SEPARADOR DE FLUJO Y MÉTODO PARA SEPARACIÓN DE FLUJO
Antecedentes de la invención Campo de la invención La presente invención se refiere a un separador de flujo para separar líquido de una mezcla fluida de líquido y de gas La invención también se refiere a un método para dicha separación La invención es de interés, por ejemplo, en separación de líquido de gas para los fines de medición en flujos de fluido de producción en pozos de hidrocarburos El separador puede usarse como parte de un sistema para medir las tasas de flujo de gas, aceite y agua de una mezcla multifase que fluye Estas pueden provenir, por ejemplo, de una medición de presión diferencial de Ventup, de una medición de tasa de flujo total de líquido y de una medición de proporción de liquido y agua Técnica relacionada. La determinación de tasas de flujo de gas y de líquido en mezclas de gas y líquido constituye mediciones importantes en la industria del petróleo y gas La fracción volumétrica de un gas (GVF, según siglas en inglés), se define como la tasa de flujo volumétrico del gas dividida entre la tasa de flujo volumétrica de la mezcla de gas y líquido Es posible definir la siguiente nomenclatura para diferentes aplicaciones de mercado en la industria de petróleo y gas Para los pozos
petroleros, una GVF normal es de menos de 92%, una GVF alta está entre 92% y 96%, y una GVF muy alta es de más de 96%. Los pozos petroleros en envejecimiento producen más gas y agua que se mueve hacia GVF alta y GVF muy alta. Para la producción de gas, un gas húmedo es cualquier pozo con gas cargado de líquido. Estos pozos de gas proporcionan agua y se condensa en el fluido de producción a medida que el pozo envejece. Es deseable ser capaz de medir desde estos pozos, en condiciones en línea, las tasas de flujo volumétrico de agua e hidrocarburos líquidos, o las cantidades que son funciones de estos valores. Un ejemplo de un aparato para medir estas tasas de flujo es el sistema PhaseTester™ VenturiX™ de Schlumberger (véase, por ejemplo, I. Atkinson, M. Berard, B. V. Hanssen, G. Ségéral, 17th International North Sea Flow Measurement Workshop, Oslo, Noruega, 25-28 de octubre de 1999. "New Generation Multiphase Flowmeters from Schlumberger and Framo Engineering AS"), el cual comprende un medidor de flujo Venturi montado verticalmente, un dispositivo de medición de atascos de energía dual con rayos gamma, y procesadores asociados. Este sistema permite exitosamente el cálculo simultáneo de tasas de flujo volumétrico de gas, agua y crudo en flujos multifase. Sin embargo, con las implementaciones convencionales de la tecnología Venturix™ la exactitud de los cálculos comienza a degradarse a medida que la GVF aumenta por encima de
aproximadamente 85% Esto puede ser un problema debido a que a medida que los pozos de crudo envejecen, la GVF aumenta hacia 100%, y a medida que los pozos de gas envejecen la GVF disminuye desde 100% Una razón para la disminución de la exactitud es que en bajas densidades de la mezcla (es decir, GVF altas) la exactitud de las mediciones de densidad con alta energía de rayos gamma comienza a caer En general, hay dificultades con las tecnologías existentes para medir pequeñas fracciones de líquidos WO 02/16822 y GB-B-2366220 describen un dispositivo para desviar un líquido de una tubería El contenido de estos documentos está incorporado aquí mediante referencia El dispositivo descrito es de uso en la separación de líquido de un flujo de fases múltiples en una tubería Una mezcla que fluye se deja fluir en un primer conducto del dispositivo El líquido se separa del dispositivo mediante una placa desviadora ubicada en el primer conducto, de tal forma que el liquido es transportado en la región anular alrededor de la placa desviadora y el gas puede fluir sobre un labio de la placa desviadora anular y hacia delante a lo largo de la tubería Estos documentos sugieren que la entrada hacia el primer conducto podría ser tangencial, ayudando con ello a la separación del líquido del gas por medio de fuerza centrífuga El liquido transportado en el primer conducto se deja fluir hacia un segundo conducto en comunicación con el primer conducto El líquido se deja regresar para unirse nuevamente al flujo después de su medición apropiada Breve descripción de la invención
Los inventores de la presente se han dado cuenta de que hay problemas con el dispositivo descrito en WO 02/16822 y en GB-B-2366220. En particular, el dispositivo puede no proporcionar separación adecuada o confiable en tasas de flujo de líquido relativamente altas. Por lo tanto, hay una necesidad de proporcionar un separador de flujo alternativo y/o un método de separación alternativo que supere el problema anterior, preferiblemente que solucione el problema anterior. De acuerdo con esto, en un primer aspecto, la presente invención proporciona un separador de flujo para separar líquido de una mezcla que fluye de líquido y gas, que tiene: una entrada para la mezcla que fluye; medios de promoción de remolinos; una primera salida para el líquido separado; una segunda salida para el flujo remanente; una cámara de separación con una apertura de extracción para extraer el líquido que va a ser separado; y una cámara de recolección que se comunica con la primera salida y que está dispuesta para recolectar el líquido separado extraído a través de la apertura de extracción de la cámara de separación; en donde, en el uso, los medios de promoción de remolinos promueven un flujo remolineante de la mezcla fluida en la cámara de separación y una superficie interna de la cámara de separación guía el líquido remolineante para que sea separado, hacia la abertura de
extracción, la cual está ubicada a lo largo de la ruta de remolino del líquido que va a ser separado De esta forma, la invención proporciona separación centrífuga del líquido, el líquido separado es extraído por medio de la apertura de extracción Preferiblemente, la superficie interior de la cámara de separación proporciona una ruta curva lisa para el liquido remolineante hacia la abertura de extracción Esto ayuda a mejorar la eficiencia de separación del separador Típicamente, la superficie interior de la cámara de separación es al menos parcialmente cilindrica Esto permite que la velocidad angular del líquido remolineante sea sustancialmente uniforme alrededor de la cámara de separación, mejorando de nuevo la eficiencia de separación Preferiblemente, la abertura de extracción está formada de tal manera que promueve la salida del líquido remolineante de la cámara de separación a través de la abertura para continuar en una dirección que es sustancialmente tangencial a la pared interior de la cámara de separación De esta forma, la turbulencia del flujo del líquido idealmente no es aumentada en la extracción de la cámara de separación, dado que esta geometría de extracción ocasiona una perturbación tan ligera como sea posible para la dirección del flujo instantáneo del líquido mientras encuentra la abertura de extracción Preferiblemente, la cámara de separación tiene una guía de remolino dispuesta sobre su superficie interior para ayudar a promover la formación de remolino en el flujo del líquido dentro de la
cámara de separación. Se considera que mientras más acusado sea el remolino en la cámara de separación, más eficiente será la separación del líquido. Así, la guía de remolino puede dar lugar a una separación más eficiente del líquido. Típicamente, la guía de remolino es una nervadura o inserto helicoidal colocado contra la superficie interna de la pared de la cámara de separación. Puede haber una pluralidad de aperturas de extracción, por ejemplo, arregladas en una línea sustancialmente paralela al eje longitudinal de la cámara de separación. Sin embargo, preferiblemente la abertura de extracción es una ranura, que se extiende en una dirección sustancialmente paralela al eje longitudinal de la cámara de separación. Preferiblemente, la abertura de extracción tiene una superficie de cara que está sustancialmente alineada con la dirección de salida del líquido. Esto es para evitar que el líquido afecte esa cara y por ello sea desviado de regreso hacia la cámara de separación, y/o para evitar la subsiguiente salida del líquido de la cámara de separación. Esta cara típicamente está en el lado de la ranura opuesta al flujo de líquido de la cámara de separación. Preferiblemente, la cámara de recolección tiene una superficie interior lisa para guiar al líquido extraído de la cámara de separación hasta una región de depósito de la cámara de recolección. De nuevo, esto es para proporcionar al líquido recolectado una ligera turbulencia adicional en su flujo según sea posible, de tal forma que sea guiado suavemente para ser recolectado en la base de la cámara
de recolección. La cámara de separación puede estar ubicada dentro de la cámara de recolección, de manera tal que la dirección de salida del líquido de la abertura de extracción forma un ángulo de 45° o menos con la tangente de la superficie interior de la cámara de recolección. Esto puede actuar para reducir la turbulencia del líquido después de que afecta a la superficie interior de la cámara de recolección. Preferiblemente, la cámara de separación, abertura de extracción y cámara de recolección, están arregladas para reducir la mezcla del líquido extraído a través de la abertura de extracción y para reducir el impacto del líquido a medida que incide sobre la superficie interior de la cámara de recolección. Preferiblemente, se proporcionan medios de guía angulares externamente a la abertura de extracción para guiar al líquido que sale en dirección axial a lo largo de la cámara de recolección. Los medios de guía angulares pueden ser colocados entre la superficie interior de la pared de la cámara de recolección y la superficie exterior de la pared de la cámara de separación. Estos medios de guía angulados permiten la desviación parcial del líquido que sale desde la abertura de extracción (reduciendo su velocidad). También dirigen el líquido fuera de la primera salida (desagüe) de manera de dar más tiempo para que el líquido se aquiete y para que cualquier gas transportado hacia el escape desde el líquido mediante flotabilidad antes de alcanzar la primera salida. Preferiblemente, la primera salida descarga el líquido de la
cámara de recolección y se comunica con la cámara de recolección en una ubicación dispuesta en dirección opuesta de la abertura de extracción comparada con la dirección axial de flujo de la mezcla de líquido y gas a lo largo de la cámara de separación. Esta también es la dirección dada al líquido mediante los medios guía angulados. Así, la longitud de la ruta entre la abertura de extracción y la primera salida se hace tan grande como sea posible para una longitud de cámara de recolección dada, de tal manera que se aquiete el líquido separado y se permita escapar al gas transportado antes de que sea descargado. Preferiblemente, la primera salida se comunica con un primer brazo de un tubo en forma de U, el segundo brazo del tubo en forma de U se comunica con el flujo corriente debajo de la cámara de separación en un punto de reintroducción de líquido, de tal forma de reintroducir el líquido separado en el flujo. El término "tubo en U", como se usa aquí, no está limitado a un tubo que, en el uso, tiene un primer brazo vertical y un segundo brazo vertical. En lugar de ello, el tubo en U puede tener un primer y/o un segundo brazo cuyos ángulos se aparten de la vertical. Por ejemplo, un tubo en U en el cual al menos una parte del primer brazo esté en un ángulo en el rango desde 30° hasta 60° (y preferiblemente en un ángulo de aproximadamente 45°) con respecto a la vertical, puede promover ventajosamente la coalescencia y eliminación de las burbujas de gas arrastradas por el líquido. Preferiblemente, la primera salida está en un nivel más bajo
que el punto de reintroducción del líquido. Esto cuenta para la diferencia en presión en la salida comparada con la del punto de reintroducción del líquido. En el uso, la presión hidrostática en la cámara de recolección dará una diferencia en altura de la superficie del líquido en el primer brazo comparada con la del segundo brazo. Preferiblemente, el primer brazo del tubo en U tiene al menos dos veces la capacidad que la del segundo brazo (por ejemplo, teniendo un diámetro que es al menos aproximadamente 1.4 veces mayor que el del segundo brazo). Esto reduce la velocidad de flujo promedio del líquido en el primer brazo comparada con la del segundo brazo. Esto permite que cualesquiera burbujas de gas arrastradas en el momento de separación del líquido coalezcan y/o se eleven hacia la superficie en el primer brazo. Al eliminar las burbujas de esta forma, aumenta la exactitud de las mediciones subsiguientes de la fracción aceite:agua y la tasa de flujo del líquido.
Particularmente el primer brazo es sustancialmente vertical, se puede fomentar que el líquido descargado en el primer brazo forme remolinos mediante medios promotores de remolino en el líquido de descarga. El remolineo suave del líquido de esta forma puede promover la coalescencia de las burbujas en el líquido, las burbujas más grandes se elevan a través del líquido hacia la cámara de recolección más rápidamente que las burbujas pequeñas. Típicamente, los medios de promoción de remolino en el líquido de descarga son un inserto helicoidal en el primer brazo del tubo en U. Alternativamente, los medios de promoción de remolino
en el líquido de descarga consisten en un arreglo de aletas que promueve el remolineo del líquido a medida que éste se descarga en el primer brazo del tubo en U. Preferiblemente, el aparato incluye medios de medición para medir las propiedades del líquido separado. Los medios de medición pueden incluir un dispositivo de medición de flujo volumétrico y/o un densitómetro y/o un medidor de proporción de agua-líquido. Preferiblemente, estos están ubicados para medir el líquido en el segundo brazo del tubo en U. Esto se prefiere debido a que en esta ubicación, el líquido debe estar tan libre de burbujas como sea posible. Sin embargo, los medios de medición también pueden ser ubicados en la sección entre brazos del tubo en U, dado que el líquido aquí debe estar relativamente libre de burbujas de gas. Al reducir el contenido de burbujas del líquido para estas mediciones, comúnmente se aumenta la exactitud de las mediciones. De manera adicional o alternativamente, el aparato puede incluir uno o más puertos para muestrear el líquido separado. Estos puertos pueden estar ubicados a lo largo del segundo brazo del tubo en U, por la misma razón establecida anteriormente. Preferiblemente, el aparato incluye un medio de medición ubicado para medir la tasa de flujo volumétrico total en la entrada. El medio de medición puede ser un medidor de flujo por presión diferencial, tal como una placa de orificio, pero preferiblemente es un medidor de flujo de tipo Venturi. Se debe entender que las características preferidas del primer
aspecto pueden combinarse en cualquier forma con cualquiera de los aspectos de la invención, y/o con cualquier característica preferida de cualquier otro aspecto de la invención En un segundo aspecto, la presente invención proporciona un conducto para transportar fluido de producción de un pozo de hidrocarburos que tiene un separador de flujo de acuerdo con el primer aspecto, ubicado entre una parte corriente arriba del conducto y una parte corriente abajo del conducto En un tercer aspecto, la presente invención proporciona un método para actualizar un separador de flujo de acuerdo con el primer aspecto, para un conducto existente para transportar fluidos de un pozo de producción de hidrocarburos, incluyendo el paso de colocar y ajustar el separador de flujo entre una parte corriente arriba del conducto y una parte corriente abajo del conducto En un cuarto aspecto, la presente invención proporciona un sistema de medición de fluidos en un pozo de producción de hidrocarburos que incluye un separador de flujo de acuerdo con el primer aspecto En un quinto aspecto, la presente invención proporciona un sistema de medición de fluidos en un pozo de producción de hidrocarburos submarino que incluye un separador de flujo de acuerdo con el primer aspecto En un sexto aspecto, la presente invención proporciona un método para medir el flujo de una mezcla de componentes líquido y gaseoso que fluye en un conducto de flujo usando un separador de flujo, el separador de flujo tiene
una cámara de separación; una cámara de recolección que se comunica con la cámara de separación por medio de una abertura de extracción en la pared de la cámara de separación, el método incluye promover el remolineo del flujo en la cámara de separación de tal forma que el líquido en la mezcla se empuja hacia la superficie interna de la cámara de separación, la cual guía al líquido remolineante hacia la abertura de extracción, ubicada a lo largo de la ruta del remolino del líquido que va a ser separado. Preferiblemente, la mezcla que fluye es un fluido de producción de pozo de hidrocarburos. Notación La siguiente notación se utiliza aquí: Q = tasa de flujo en masa q = tasa de flujo volumétrica V = velocidad = q/(área transversal) d = diámetro del tubo L = longitud del tubo centrífugo GVF = fracción volumétrica del gas GOR = proporción de gas y crudo wlr = proporción de agua en el líquido dx = incertidumbre en x a = atasco t = tiempo de retención p = densidad
?p = contraste de densidad g = aceleración debido a la gravedad E = medición de eficiencia de separación ? = velocidad angular (rad/s) r = radio de giro n = cantidad de revoluciones Fcentpfuga = fuerza centrífuga ß = radio del diámetro de la garganta con respecto al diámetro interior de un Ventup/placa de orificio At = área transversal de la garganta del Ventup dPveptup = Presión diferencial en el Ventup K = coeficiente de flujo C = coeficiente de descarga e = expansividad del gas Breve descripción de los dibujos La figura 1 muestra una vista seccional transversal lateral esquemática de un separador de flujo de acuerdo con una modalidad de la invención La figura 2 muestra una vista transversal esquemática parcial desde arriba del separador de flujo de la figura 1 La figura 3 muestra una vista transversal esquemática parcial de las cámaras de separación y de recolección a lo largo del eje longitudinal de esas cámaras La figura 4 muestra una vista transversal esquemática aumentada de la cámara de separación de la figura 3
La figura 5 muestra una vista transversal de un separador de flujo de acuerdo con otra modalidad de la invención. La figura 6 muestra una vista transversal esquemática aumentada de una forma alternativa de la cámara de separación. La figura 7 muestra esquemáticamente un sistema de prueba en el pozo en el cual un separador de fluido de la presente invención se coloca en una línea de gas entre un separador de prueba en el pozo y una llamarada de un quemador de gas. La figura 8 muestra esquemáticamente otro sistema de prueba en pozo en el cual un separador de flujo de la presente invención está colocado en la línea de flujo entre un medidor de flujo multifase y una llamarada multifase. Descripción detallada de las modalidades preferidas Antes de considerar las modalidades de la invención en detalle, se verán primero en mayor detalle los problemas técnicos que serán enfrentados por las modalidades. Las limitaciones del sistema VenturiX™ de Schlumberger antes mencionado han sido investigadas por los inventores de la presente y cuantificadas usando un PhaseWatcher™ de Schlumberger de 52 mm e una GVF de 90 % o más hasta 100%, usando flujos de aceite y nitrógeno en presiones de línea de entre 15 y 60 bar (es decir, entre 1.5 y 6.0 MPa absolutos). Los resultados muestran que para la GVF < 97 %, la proporción de gas estaba dentro de una lectura ± 10 %, el error absoluto en la wlr era de 0.05 y el error absoluto en la proporción de líquido era de ± 2 m3/h (300 bpd). Se espera que las
modalidades preferidas de la invención darán una precisión de resultados mejorada para la GVF de 97% y superior Considerando el presupuesto de errores para el modelo VenturiX™ de Schlumberger, el modelo predice las tasas de flujo volumétricas de líquido y de gas a partir de la GVF (derivada del mantenimiento de gas nuclear y de una ley de deslizamiento) y la tasa de flujo total (derivada de la presión diferencial a través del Ventup y la densidad de la mezcla nuclear) La wlr se computa a partir de las mediciones de mantenimiento de agua y de crudo nuclear
<3G <?TotalGVF
3 Liquido- ^To alV1 ~~ GVF)
wlr = o: agua 1 G,as
ídwlrV ¡d agua) f da + Gas V. wlr , aagua J 1 - a Gas
El error fraccional en la tasa de flujo de líquido (qiíq do) es una función de (1-GVF)"1, la cual se hace más grande cuando la GVF se aproxima a la unidad. De manera similar, el error fraccional en la wlr es una función de (1-agas)"\ la cual se hace muy grande cuando agas se aproxima a la unidad. Por lo tanto, una medición precisa de la tasa de flujo del líquido no puede deducirse a partir de una medición de la tasa de flujo volumétrica o de masa total. Además, la medición precisa de la wlr no es posible mediante cualquier técnica cuando está presente una fracción volumétrica significativa de gas (por ejemplo, GVF mayor que aproximadamente 98%). Las modalidades preferidas de la invención proponen que se inserte un dispositivo en una tubería corriente abajo de un medidor de flujo Venturi. La tubería lleva una mezcla fluida de gas y líquido, por ejemplo gas de hidrocarburo, crudo y agua. El dispositivo permite la extracción de líquido del flujo. La tasa de flujo del líquido y la wlr se miden usando medidores conocidos y luego el líquido se inyecta nuevamente en la tubería para que se una al gas. Así, se va a hacer tres mediciones: la presión diferencial a través del Venturi, la tasa de flujo de líquido extraído y la wlr. En las modalidades preferidas, la tasa de flujo del gas proviene del flujo de líquido y de la presión diferencial del Venturi usando un modelo. Por ejemplo, R. N. Steven, "Wet Gas Metering with a Horizontally Mounted Venturi Meter", Flow Measurement and Instrumentation, 2002, 361-372, y Z. H. Lln, "Two-Phase Flow
Measurements with Orífices", Encyclopaedia of fluid Mechanics, Capítulo 29, Vol. 3, Gulf, 1986, han propuesto correlaciones para calcular la tasa de flujo de una mezcla con múltiples fases a través de un medidor con placa de orificio o de un medidor de flujo Venturi, siendo el propósito encontrar una correlación entre la expresión universal/experimental para calcular la tasa de flujo en todos los valores de GVF. Las correlaciones también se describen en GB-A-2399641, cuyo contenido está incorporado aquí mediante referencia. Las diferencias entre las correlaciones son pequeñas cuando se usan para calcular la tasa de flujo de un gas húmedo. Steven ibid. proporciona un resumen de dos correlaciones de gas húmedo para medidores de flujo Venturi horizontales y cinco para medidores de flujo con placa de orificio. Las correlaciones asumen que los flujos son incompresibles, no hay efectos termodinámicos apreciables y la tasa de flujo de líquido es conocida inicialmente. Las correlaciones se basan en el principio de relacionar la tasa de flujo volumétrica del gas, qgas, con una "pseudo tasa de flujo volumétrica de gas de una sola fase", calculada a partir de la ecuación estándar Venturi/placa de orificio usando la presión diferencial medida, dp entup, y la densidad del gas, pgas:
"gas ^ ^Fase simple ' líquido/ Qg s/
en donde AT es el área transversal de la garganta del Ventup, Kgas es una función del coeficiente de descarga, expansividad del gas y dimensiones del Ventup (Kgas = Cgase/(1-ß4)05), y q?,qu?do es la tasa de flujo volumétrica del líquido Esencialmente, corregir qfase simple para flujo de múltiples fases con base en el contenido relativo de gas/líquido, da la tasa de flujo del gas Sin embargo, con el fin de realizar esta corrección, las correlaciones requieren una entrada adicional, la cual puede estar en la forma de la tasa de flujo del líquido Las tasas de flujo de crudo y de agua se calculan a partir de la wlr y de las mediciones de tasa de flujo de líquido como sigue
^crudcT «Liquid 1 ~ wlr)
Se debe notar que a medida que la wlr se aproxima a 1, el error en la tasa de flujo de crudo aumenta significativamente De
manera similar, a medida que la wlr se aproxima a 0, el error en la tasa de flujo de agua aumenta significativamente Las modalidades de la invención preferiblemente permiten que la envoltura de operación del sistema VenturiX™ de Schlumberger sea aumentado hasta una GVF de 100% La tasa de flujo y la wlr del líquido son mediciones adicionales Las modalidades usan fuerza centrífuga para separar las fases líquida y gaseosa En efecto, las modalidades preferidas de la invención actúan como separadores de gas y líquido auxiliados por gravedad Los separadores de gas y líquido convencionales se apoyan en el contraste de densidad ?p entre las dos fases, la aceleración debido a la gravedad g y el tiempo de "retención" o de "asentamiento" t El producto de estas tres cantidades proporciona una medida de la eficiencia de separación E
E(gravedad) = ?p g t
En donde ?p g puede ser considerada como la fuerza de separación Cuando se usa una fuerza centrífuga para separar gas y líquido, la eficiencia de separación está dada por
E (centrífuga) = ?p r ?2 t
en donde r es el radio de giro y ? es la velocidad angular
En el caso de separación centrífuga, el tiempo de residencia normalmente es menor que en el separador de gravedad, pero la fuerza de separación ?p r ?2 es más grande Se considera que el aceite separado usando un separador centrífugo usualmente contendrá menos gas que no sea solución (es decir, burbujas) que el de unidades que no usen fuerza centrífuga Así, las modalidades preferidas de la invención utilizan un aparato que puede ser actualizado para ser localizado en una tubería corriente abajo de un sistema VenturiX™ de Schlumberger, tal como un sistema Ventur?Xl 1 de Schlumberger de 52 mm Se prefiere que el sistema le dé origen solamente a una mínima disminución de presión o pérdida de presión en el flujo Además, también se prefiere que el sistema no use válvulas o partes móviles, dado que estas pueden dar origen a problemas de mantenimiento Todavía adicionalmente, se prefiere que el sistema se pueda usar en aplicaciones submarinas La figura 1 muestra una vista esquemática de un separador de flujo (10) de acuerdo con una modalidad de la invención ubicada a lo largo de una tubería entre una parte de tubería corriente arriba (no se muestra) y una parte de tubería corriente abajo (no se muestra) La flecha (12) indica la dirección de flujo de una mezcla de líquido y de gas (no se muestra) en el aparato La mezcla de líquido y gas que fluye es guiada a través de un medidor de flujo Ventup (14) y en un separador de líquidos (18) por medio de un generador de remolino (16) ubicado en una entrada (17) El separador de líquidos separa la
mayoría, si no todo, el líquido del flujo El líquido es transportado por medio del conducto (20) y el gas es transportado por el conducto (22) Los dos son mezclados nuevamente juntos en un punto de retorno de líquido (24), después del cual la mezcla de líquido y de gas que fluye es transportada a lo largo del conducto 28 hacia la parte de la tubería corriente abajo (no se muestra) en la dirección indicada por la flecha (26) La manera en la cual el aparato separa el líquido de la mezcla de liquido y gas que fluye será descrita ahora en mayor detalle El separador de líquido (18) incluye una cámara de separación cilindrica (30) cuyo eje longitudinal se extiende en una dirección transversal a la dirección del flujo de la mezcla de líquido y gas a través del Ventup (14) La cámara de separación tiene una ranura (32) alargada formada en la pared de la cámara, sustancialmente paralela con el eje longitudinal de la cámara Esta ranura será descrita en mayor detalle más adelante El separador de líquido (18) tiene una cámara de recolección cilindrica (34) formada alrededor de al menos la parte ranurada de la cámara de separación El eje longitudinal de la cámara de recolección es sustancialmente paralelo a la de la cámara de separación Como se describirá adicionalmente más adelante, la cámara de recolección está dispuesta de tal manera que recolecta el líquido extraído del flujo en la cámara de separación En la modalidad presente, el Ventup (14) tiene una entrada de 101 mm de diámetro y un diámetro de garganta de 51 mm La
entrada (17) tiene un diámetro de 101 mm y ia cámara de separación (30) tiene un diámetro de 101 mm La longitud de la ranura de extracción de líquidos es de 600 mm El tubo de drenaje principal (2) tiene un diámetro de 101 mm y una altura de 1700 mm El tubo de gas (29) para extraer gas del tubo de drenaje principal (20) tiene un diámetro de 25 mm Todos los diámetros están dados por sus dimensiones internas Así, en la modalidad que se muestra en la figura 1 (y sin duda la modalidad que se muestra en la figura 5), hay un dispositivo compacto que es capaz de ser transportado hacia una tubería u otro conducto de interés, y retroalimentado hacia un sistema Ventup existente Esta portabilidad del dispositivo es una ventaja importante sobre los separadores de gravedad pura que tienen una capacidad equivalente La figura 2 muestra una vista esquemática seccional de la cámara de recolección (34) y la cámara de separación (30) También se muestra el generador de remolino (16) Como puede verse, el generador de remolino bloquea un lado lateral de la entrada vertical en la cámara de separación (30) La mezcla que fluye hace un cambio de 90° en dirección del fluido en la cámara de separación, debido a que la entrada hacia el separador de líquido es vertical (en este ejemplo) y la cámara de separación por sí misma está alineada de manera sustancialmente horizontal Así, tener el generador de remolino colocado en un lado lateral de la entrada vertical del separador de líquido significa que a este flujo a través de un ángulo
correcto en la cámara de separación se le da un componente de velocidad circunferencial. En otras palabras, el flujo a lo largo de la cámara de separación es un flujo remolineante o sustancialmente helicoidal. La proporción de la concentración dada por el generador de remolino en la entrada hacia la cámara de separación es ß. La velocidad axial Vaxia? y la velocidad angular ? en la cámara de separación (de diámetro d) están dadas por (asumiendo que no hay pérdidas fricciónales:
4<3total ^Axial pcV
__ 1_ angenciaF TJ Axial
? ß ,2' d Se asume que el fluido va en espiral a lo largo de la cámara de separación con una velocidad Vesp?ra?, dada por
V espiral •4 v A;xial + V tang geenncial
El ángulo ? que el vector de velocidad Vespira? forma con la horizontal, está dado por:
^tangencial tan ? = V A,xial
La velocidad tangencial genera una fuerza centrífuga Fcentr?fuga que separa las fases de acuerdo con la densidad de fase
Fcentrífuga 8 p-r.?'
Las fases más densas (líquido) son arrojadas hacia el radio más grande con las fases más ligeras (gas) dentro, es decir, un flujo anular giratorio Asumiendo que la totalidad de las fases líquidas sea arrojada hacia la pared de la cámara de separación, y que no haya velocidad de deslizamiento entre las fases gaseosa y líquida, puede mostrarse que a 95% de mantenimiento de gas, la película liquida en la pared de la cámara de separación ocupa aproximadamente 25% del radio de la cámara de separación Se asume que mientras más grande sea la cantidad de revoluciones del flujo en espiral a lo largo de la cámara de separación, mayor será la eficiencia de separación Si L es la longitud de la cámara de separación de diámetro d y t es el tiempo para que el fluido pase a lo largo de la línea (t = tiempo de residencia), entonces
Longitud de la ruta espiral t = A,xial ^espiral
Longitud de la ruta espiral= /[(npd)2 + lí
en donde n es la cantidad de revoluciones, por lo que:
L 1 n ,2 ß < 1 pd ß' Para completar al menos una revolución, la fuerza centrífuga tiene que ser mayor que la fuerza gravitacional:
V espiral > g
Si el fluido no completa una revolución, entonces se asume que el flujo es estratificado con el líquido en el fondo. Considerando ahora la eficiencia de separación, ésta ha sido definida anteriormente, y puede escribirse como:
8 L B( centrífuga ) = — q p d3ß4
El tiempo de residencia de un separador por gravedad
convencional usualmente varía entre 1 y 3 minutos (sin formación de espuma) y de 5 a 20 minutos (espumas) Puede demostrarse que, para una proporción de longitud con respecto a diámetro (L/d) de 3 y ß = 05, la separación centrífuga es más eficiente que la separación por gravedad (con tiempo de residencia de 3 minutos) para tasas de flujo de más de 500 m3/h Se entenderá que la invención no necesariamente está limitada a la forma de generación de remolino descrita anteriormente Por ejemplo, el remolino podría ser introducido en el flujo por medio de una entrada sustancialmente tangencial a la pared interior de la cámara de separación Alternativamente, se podría usar aletas o nervaduras para formar remolinos en el flujo a lo largo de la entrada hacia la cámara de separación En ese caso, podría no ser necesario tener un cambio de dirección entre la entrada y la cámara de separación La figura 3 muestra otra vista seccional parcial esquemática de la entrada 17, la cámara de separación 30 y la cámara de recolección 34 Como puede verse en este dibujo, el generador de remolino tiene forma de cuña, con el fin de reducir el efecto del generador de remolino sobre la turbulencia del flujo Al entrar en la cámara de separación, el flujo remolinea en la cámara de separación La mezcla de flujo está constituida por líquido (denso) y gas (menos denso) Los efectos centrífugos empujan al liquido hacia la pared de la cámara de separación Así, el líquido fluye a lo largo de la superficie interna de la cámara de separación en una ruta
remolineante. A lo largo de la ruta de remolineo del líquido en la cámara de separación, está ubicada la ranura de extracción (32). Cuando el líquido remolineante encuentra la ranura de extracción, éste sale a través de ella hacia la cámara de recolección (34). La figura 4 muestra una sección transversal esquemática de la cámara de separación (30). La ranura de extracción (32) tiene una primera cara (40) y una segunda cara (42), ambas sustancialmente paralelas al eje longitudinal de la cámara de separación. La anchura de la ranura (es decir, la distancia angular entre la primera y la segunda caras) es de aproximadamente 55°. La primera cara (40) es formada como una cara sustancialmente radial, debido a que la orientación de esta cara tiene poco impacto sobre la extracción de líquido del flujo. Sin embargo, la segunda cara 42 está formada de tal forma que es sustancialmente paralela (en una dirección transversal al eje longitudinal de la cámara de separación) hacia la dirección de salida del líquido desde la cámara de separación. En otras palabras, esta segunda cara está formada de tal manera que es sustancialmente paralela a la tangente de la superficie interior de la pared de la cámara de separación en una parte 44 inmediatamente adyacente a la primera cara. De esta forma, la segunda cara de la ranura interfiere tan poco como es posible con el líquido saliendo a través de la ranura en la cámara de recolección. Para fracciones volumétricas de líquido relativamente altas, se puede pensar que el borde guía (46) de la segunda cara de la ranura "rebana" el flujo de
líquido remolineante del flujo de gas. Como se muestra en la figura 6, la cámara de separación comúnmente no está ubicada coaxialmente con la cámara de recolección. En lugar de ello, está ubicada descentrada con respecto al centro de la cámara de recolección. Como se muestra en la figura 3, el punto más cercano de aproximación entre la superficie exterior de la pared de la cámara de recolección está aproximadamente a 60° de un plano horizontal a lo largo del eje longitudinal de la cámara de recolección. La ranura de extracción en la cámara de separación puede ser orientada entonces de tal forma que el líquido que sale a través de la ranura incida sobre la superficie interior de la pared de la cámara de recolección, tan cerca como sea posible tangencialmente, pero tan lejos de la ranura como sea posible. Esto es para evitar que una gran parte del líquido rebote directamente de regreso a la ranura. En la práctica, estos deseos están en conflicto, así que la posición de la ranura mostrada en la figura 3 con respecto a la cámara de recolección es algo de compromiso. El líquido que sale tangencialmente de la cámara de separación incide en la pared interior de la cámara de recolección en un ángulo hacia la tangente de la pared de entre aproximadamente 10° y aproximadamente 45°. El líquido que sale de la ranura de extracción en la cámara de recolección puede remolinear por sí solo alrededor de la superficie interior de la pared de la cámara de recolección. Como puede verse en la figura 3, la ubicación de la cámara de separación cercana a o
contra la superficie interior de la pared de la cámara de recolección, evita la formación de un flujo remolineante de líquido alrededor de la cámara de recolección De esta manera, la superficie exterior de la cámara de separación actúa como un desviador contra el líquido en la cámara de recolección Alternativamente, se puede ubicar un desviador separado entre la pared exterior de la cámara de separación y la pared interior de la cámara de recolección El diámetro del recipiente de recolección debe ser lo suficientemente grande como para que haya suficiente espacio debajo de la cámara de separación para recolectar el líquido Adicionalmente, ubicar la ranura de la cámara de separación verticalmente desde la base de la cámara de recolección reduce la probabilidad de inundación de la ranura con liquido desde la cámara de recolección Considerando de nuevo a la figura 1, el gas remanente (y posiblemente algo de líquido) en el flujo remolineante en la cámara de separación, es transportado a lo largo de la cámara de separación hacia el conducto (22) El líquido separado se recolecta en la base de la cámara de recolección En la práctica, si la velocidad de salida del líquido desde la ranura de extracción es alto, el líquido en la base de la cámara de recolección será agitado Por esta razón, el tubo de drenaje de líquido (21) no está ubicado hacia adelante de la abertura de extracción, sino que está ubicado hacia atrás de la abertura de
extracción (en términos de la dirección del flujo total en la cámara de separación). De esta manera, el líquido separado tiene la oportunidad de aquietarse, por ejemplo, incidiendo sobre la cara (23) del fondo hacia delante de la cámara de recolección. En la cámara de recolección, el líquido encuentra su propio nivel y se descarga hacia abajo por el tubo de drenaje (21). El conducto de drenaje principal (primer brazo) (20), el conducto (25) transversal (brazo intermedio) y el conducto (27) de retorno (segundo brazo), forman juntos un tubo en U. El conducto de drenaje principal (20) está formado con una sección transversal grande, de tal forma que el líquido dentro de él tiene un tiempo de residencia promedio alto (es decir, una baja velocidad). Es por esto que el líquido tiene más tiempo para asentarse. En particular, se prefiere que se eliminen del líquido en el conducto de drenaje principal tantas burbujas de gas como sea posible. Con el fin de mejorar la coalescencia de las burbujas en el conducto de drenaje principal, se prefiere que el líquido en el conducto principal remolinee suavemente. Este remolineo es proporcionado por las aletas (36) irradiadas desde el drenaje (21) en la cámara de recolección (34), tal como se muestra en vista plana en la figura 2 (la altura y la extensión radial de las aletas están indicadas por el sombreado en la figura 1). El gas extraído del conducto de drenaje principal se deja fluir de regreso en el flujo principal a lo largo del tubo (29), el punto de retorno del tubo (29) está a en una posición de presión relativamente
baja en el flujo principal Después de que el líquido ha estado suficiente tiempo en el conducto de drenaje principal (21), como para haberse desgasificado tanto como sea posible según las circunstancias, es transportado a lo largo del conducto (25) transversal hacia el conducto (27) de retorno Las mediciones de la tasa de flujo del líquido y de la densidad o wlr pueden tomarse entonces en las ubicaciones A y B en el conducto de retorno utilizando sensores bien conocidos para la persona entrenada para realizar mediciones de mezclas líquidas de dos fases Por ejemplo, para medir las tasas de flujo de un líquido que contiene las fases de crudo y agua, una opción es medir la tasa de flujo de líquido total y la proporción de agua con respecto a líquido
Qagua - liquido total • lr ^«crudo — ilíquido total ~ Qagua
Para medir la tasa de flujo de líquido total, se puede utilizar un medidor de flujo líquido tal como un medidor Copolis, medidor ultrasónico, turbina, Ventup o placa de orificio La wlr se puede medir directamente, por ejemplo usando un medidor de microondas (fabricado, por ejemplo, por Agar, Phase
Dynamics etc ) u óptico Alternativamente, puede medirse indirectamente midiendo la densidad del líquido y luego obteniendo la wlr a partir del conocimiento de las densidades de la fase líquida
sola
Wlr = Lía-uldo ' crudo Agua crudo
Sin embargo, este enfoque requiere un contraste de densidad entre las fases de agua y de crudo La densidad del líquido puede obtenerse usando por ejemplo un medidor Copolis, un densitómetro con elemento vibrador de diapasón, etc En una modalidad alternativa, las ubicaciones A y B proporcionan puertos de muestreo para extraer una muestra de liquido para someterla aprueba después, desde el conducto de retorno 27 Después de viajar hasta el conducto de retorno 27, el líquido separado entra nuevamente en el flujo en el punto de retorno de liquido 24 Se debe hacer notar aquí que la figura 1 muestra el punto de retorno de líquido en un nivel más alto que el nivel de liquido en la cámara de recolección 34 Esto se debe a la presión diferencial a través del tubo en U La diferencia en niveles ayuda a prevenir el sifoneamiento automático del líquido en el tubo en U El tubo en U actúa como una trampa de líquido auto-reguladora Si PT es la presión en la entrada y P2 es la presión en la salida del tubo en U, entonces la diferencia de presión P?-P2 se debe principalmente a la pérdida de presión fpccional en el fluido (idealmente un gas de densidad pgas y velocidad vgas) que fluye en la
línea principal (22)
^PGasVG s^ B, = D en donde f es el factor de fricción Fanning, L es la longitud de la ruta y D es el diámetro del tubo Considérese el caso en donde solamente hay flujo de gas en el aparato y el tubo en U está lleno de líquido En equilibrio, la columna hidrostática debido a la diferencia en las alturas de los niveles del líquido en los dos brazos de la línea de retorno, equilibra las pérdidas de presión en la línea de gas (22) y el líquido está estático (es decir, el tubo en U es un simple manómetro) Ahora considérese el caso en el que hay líquido en el flujo principal de gas, que es extraído mediante la cámara de separación y entra en el tubo en U Esto reduce la columna hidrostática y el sistema regresa a la condición de equilibrio haciendo fluir el líquido hacia afuera de la linea de retorno Este sistema actúa como una válvula de control sin partes móviles En equilibrio, la columna hidrostática de líquido, h, en la línea de retorno, equilibra esta diferencia de presión
Pl - P2 = Phquidogh + + pérdidas de presión friccional cuando fluye el liquido
en donde p?,qu,d0 es la densidad el líquido en el tubo en U y h es
la diferencia de altura del líquido en el tubo en U En la práctica, la diferencia de altura h tiene que mantenerse pequeña, de tal forma que se mantenga pequeña la altura total del sistema, porque en algunas circunstancias, la densidad del líquido podría ser baja (por ejemplo, aproximadamente 600 kg/m3 para condensado) Por lo tanto, la diferencia de presión P?-P2 tiene que ser pequeña, lo que requiere que la distancia L, medida en la línea de flujo del gas, tenga que ser tan baja como sea posible Una ventaja de este sistema es que cualquier líquido que entra en el tubo en U puede salir solamente en la línea de gas principal La caída de presión total a lo largo del sistema puede expresarse como una función de la presión diferencial a lo largo del Ventup Las pruebas han demostrado que una caída de presión total típica es aproximadamente 27 veces la presión diferencial a través del Ventup La caída de presión a través del generador de remolino es de aproximadamente 1 6 veces la presión diferencial a través del Ventup Se debe notar que la disminución de presión a lo largo de la constricción (ß = 05) formada por el generador de remolino (16) en la entrada (17) podría estar en el orden de la presión diferencial a través del Ventup Por lo tanto, el cambio en la dirección del fluido en la cámara de separación contribuye aproximadamente 06 veces la presión diferencial a través del Ventup, a la caída de presión total a lo largo del sistema La figura 5 muestra una modalidad alternativa de la invención Se le dan números de referencia similares a características similares
a las mostradas en la figura 1, pero aquí se omite una descripción de esas características similares En esta modalidad, una placa desviadora (50) se ubica de tal forma que intercepte el liquido que sale de la ranura de extracción (32) Se encuentra que una gran proporción del líquido extraído por medio de la cámara de separación deja la ranura de extracción en el extremo corriente arriba de la cámara de separación comparado con el extremo corriente abajo La placa desviadora está colocada en un ángulo (aproximadamente 45°) con respecto a los ejes longitudinales de la cámara de separación y de la cámara de recolección El líquido extraído que golpea la placa desviadora es desviado hacia la cara (23) del extremo delantero de la cámara de recolección Esto reduce la salpicadura del liquido de regreso en la cámara de separación por la ranura Esto proporciona también una dirección del líquido separado lejos del drenaje (21), reduciendo la turbulencia y por lo tanto el atrapamiento de gas en el drenaje Un inserto helicoidal (52) se ubica a lo largo de la pared de la cámara de separación Éste forma una nervadura helicoidal relativamente superficial a lo largo de la superficie interna de la pared cilindrica de la cámara de separación El efecto del inserto helicoidal es un promotor de remolino adicional En particular, éste puede aumentar o mantener la pendiente del remolino en la cámara de separación, y por lo tanto puede mejorar la eficiencia de separación del separador ocasionando que el líquido en el remolino fluya para realizar más vueltas alrededor de la cámara de separación
por unidad de longitud para una tasa de flujo de líquido dada. En otra modalidad (no se muestra), la longitud longitudinal de la ranura de extracción está reducida a dos tercios o menos (o un medio o menos) de la longitud de la cámara de separación ubicada dentro de la cámara de recolección. La ranura preferiblemente está ubicada hacia el extremo corriente arriba de la cámara de separación. Esto se debe a que la mayor parte del líquido extraído sale a través de la ranura cerca del extremo corriente arriba de la cámara de separación. Al reducir la longitud efectiva de la ranura, se puede reducir la cantidad de líquido que rebota o salpica hacia la ranura desde la cámara de recolección, adicionalmente a lo largo de la cámara de separación. En la modalidad ilustrada en la figura 5, las aletas (36) se eliminan y se coloca un inserto helicoidal 34 en el conducto de drenaje principal. El efecto del inserto helicoidal es promover el remolineo suave del líquido en el conducto de drenaje principal y por lo tanto promover la coalescencia de burbujas en el líquido contenido allí. En esta modalidad, el tubo de gas (29) se quita, dado que se ha encontrado que el gas eliminado del líquido en el drenaje principal es capaz de entrar nuevamente en la cámara de separación por medio de la ranura (32), de tal forma que vuelve a entrar en el flujo de gas principal. La figura 6 muestra una sección transversal esquemática de una forma alternativa de la cámara de separación (30a), la cual puede reemplazar la cámara de separación de cualquiera de las
modalidades de separador de flujo descritas arriba. La cámara de separación (30a) todavía es de forma sustancialmente cilindrica. Sin embargo, la ranura alargada (32a) está formada ahora por los labios (60), (61) de la pared de la cámara. Estos se solapan en dirección angular, pero están separados en dirección radial. El labio interior (61) puede estar biselado para reducir la perturbación hacia la ruta de remolineo del flujo dentro de la cámara. La primeras cara (40a) y la segunda cara (42a) de la ranura están formadas así por superficies enfrentadas de la pared de la cámara. Este arreglo mantienen la segunda cara (42a) sustancialmente paralela a la dirección de salida del líquido de la cámara, y proporciona una geometría alternativa para el "rebanado" del flujo de líquido remolineante del flujo de gas. Uno de los usos del separador de flujo descrito anteriormente, tanto en términos generales como en relación con modalidades detalladas, es como parte de un sistema de medición de fluidos. Sin embargo, también están consideradas otras aplicaciones del separador. Por ejemplo, cuando se dirige operaciones de prueba en pozos de hidrocarburos que no están conectados a una planta de recolección o de procesamiento de hidrocarburos, es necesario desechar el efluente quemando sus fracciones combustibles. Estas son las fases gaseosa y líquida del hidrocarburo que han sido separadas mediante un separador de prueba de pozo, el cual es un tanque de gran tamaño, típicamente de 1.1 a 1.2 m (42 a 48") de
diámetro, y de 3.0 a 4.6 m (10 a 15 pies) de longitud estimada para 100 bar o más. Convencionalmente, el crudo se quema usando un quemador de crudo de prueba en pozo dedicado, y el gas se quema a través de una llamarada de gas. Ambas operaciones se realizan a presión atmosférica, mientras que la separación de los constituyentes se realiza a una presión intermedia entre la presión fluyente en el cabezal del pozo y la presión atmosférica. Debido a las pérdidas de presión en el dispositivo de control de presión separador de prueba en el pozo, y en la línea de gas, el gas que sale del separador experimenta una reducción de presión adicional y enfriamiento, a medida que fa desde el separador hacia la llamarada de gas. Como resultado, se puede desarrollar una fase líquida secundaria a lo largo de la línea de gas, y la llamarada de gas recibe una mezcla de gas húmedo don dos fases distintas de líquido y gas. Otra razón para la presencia de líquido en la línea de gas, es el fenómeno conocido en la industria como arrastre de líquido en la salida de gas del separador de prueba del pozo. Esencialmente, la separación incompleta de la fase líquida y gaseosa dentro del separador (por ejemplo, debido a formación de espuma o a una operación impropia del separador), también puede conducir a que la llamarada de gas reciba fase líquida y sólida. La fracción líquida de la mezcla de gas húmedo tiende a depositarse en la pared interior de la línea de gas para formar una
película en movimiento Típicamente, esta película está muy poco atomizada en la punta de la llamarada y solamente se quema parcialmente La parte no quemada cae hacia la tierra, o hacia la superficie del mar durante una operación en mar abierto, y ocasiona contaminación con hidrocarburos Esto se conoce comunmente como lluvia de partículas líquida Por lo tanto, un uso adicional del separador de flujo de la presente invención es un interceptor de líquido corriente arriba de la llamarada El gas esencialmente seco que sale del separador de flujo puede ser quemado entonces normalmente en un quemador de gas, y el líquido recuperado por el separador de flujo puede ser inyectado nuevamente en la llama de gas mediante un atomizador (accionado a presión o neumáticamente) para su incineración Una bomba reforzadora o eyectora accionada, por ejemplo, por el gas seco, podría incluirse en la salida de líquido del separador de flujo para accionar la atomización Alternativamente, el liquido desprendido por el separador puede ser recolectado para su desecho posterior De cualquiera de las formas, la lluvia de partículas en liquido puede ser reducida o eliminada Asi, un sistema de prueba en pozo puede tener un separador de flujo de la presente invención colocado en una línea de gas entre un separador de prueba en pozo y un quemador de gas, y la figura 7 muestra esquemáticamente un ejemplo de tal sistema El flujo desde un cabezal de pozo (70) es controlado mediante una restricción (71) El flujo pasa hacia un separador de prueba de pozo (72) y es
separado para que fluya a lo largo de una línea de crudo (73) y una línea de gas húmedo (74). La línea de crudo termina en un quemador de crudo (75). La línea de gas húmedo viaja hacia un separador de flujo (76) de acuerdo con la presente invención. En el separador de flujo, el líquido es desprendido del gas húmedo. El gas húmedo que sale del separador de flujo es quemado en una llamarada (77). El líquido desprendido es atomizado (la atomización es accionada por una bomba o eyector (78)) y alimentado en la llamarada de gas, en donde también se incinera. Hay una tendencia en la industria a reemplazar la función de medidor de los separadores de prueba de pozo con medidores de flujo multifase. Sin embargo, las fases gaseosa y líquida no son separadas por estos medidores. Por lo tanto, también se prevé que el separador de flujo de la presente invención pueda ser instalado corriente abajo de un medidor de flujo multifase para separar las fases, de tal forma que pueden ser enviadas respectivamente a una llamarada de gas y a un quemador de crudo. Alternativamente, la corriente de líquido puede ser atomizada tal como se describió anteriormente, y alimentada en la llamarada de gas para lograr quemado multifase en la llamarada. Por ello, un sistema de prueba en pozo puede tener un separador de flujo de la presente invención colocado en una línea de flujo entre un medidor de flujo multifase y una llamarada. La figura 8 muestra esquemáticamente un ejemplo de este sistema de prueba en pozo, en el cual la línea de flujo (80) del medidor de flujo
multifase (79) conduce al separador de flujo, y por lo tanto a la llamarada multifase (81) El separador de flujo permite quemado eficiente de múltiples flujos separando el líquido del flujo, de tal forma que pueda ser alimentado en la llamarada en un estado atomizado Las características equivalentes tienen los mismos números de referencia en las figuras 7 y 8 Las modalidades anteriores han sido descritas a manera de ejemplo no limitante Al leer esta descripción, serán evidentes modificaciones de estas modalidades, modalidades adicionales y modificaciones de ellas, para la persona con habilidades en la técnica, y como tales están dentro del alcance de la invención