MXPA99007497A - Determinacion de las propiedades de un petroleo - Google Patents

Abstract

Un método para controlar la separación de un componente en crudo de petróleo, por ejemplo aguas debajo de la cabeza de un pozo, en donde el petróleo es analizado, por ejemplo, mediante espectroscopía de infrarrojo próximo (NIR), en o antes de un oleoducto entre el analizador y un separador, especialmente una línea de por lo menos 10 km de longitud, y los resultados son usados para optimizar la separación. La espectroscopía NIR se emplea también para determinar una propiedad, por ejemplo, la composición de un crudo de petróleo, en particular su contenido en nafta, gasoil y/o fueloil.

Description

Campo de la Invención Esta invención se relaciona con métodos para determinar las propiedades de un petróleo, en especial de un crudo de petróleo. Estado de la Técnica Muchas propiedades del crudo de petróleo son determinadas de manera regular a una escala mundial muy grande, especialmente el contenido en gas y el porcentaje de nafta, gasoil y fueloil, siendo este último un parámetro clave a la hora de evaluar el valor de cualquier petróleo. Estas determinaciones se efectúan normalmente fuera de la línea de producción mediante técnicas mecánicas, por ejemplo, destilación. Sumario de la Invención La presente invención proporciona un método de control de un proceso para la separación, a partir de un crudo de petróleo, de por lo menos un componente de dicho crudo, el cual fluye por un oleoducto y luego a través de un separador, en donde una muestra del crudo de petróleo, antes de entrar en el oleoducto, es analizada respecto a por lo menos uno de los componentes, en o al lado de la línea de producción, para obtener un resultado analítico antes que el crudo de petróleo, del cual se tomó la muestra, llegue al separador, y el funcionamiento del separador se ajusta en base a dicho resultado para controlar la separación de dicho componente. Con preferencia, el ajuste tiene por objeto optimizar la separación de dicho componente de dicho crudo de petróleo, especialmente cuando el componente comprende compuestos que son gases bajo las condiciones de la separación, en particular al menos un hidrocarburo de 1-5 átomos de carbono. Descripción de la Invención La muestra de crudo de petróleo puede ser analizada justo antes de que éste entre en el oleoducto que conduce al separador, cuyo oleoducto puede tener una longitud de 0,1-1.000 kg, en especial 1-500 km o 100-400 km antes del separador o en un punto intermedio de dicha línea, por ejemplo, en una estación de bombeo intermedia (preferentemente en al menos 0,1 km o 1 km desde dicho separador). Dicho oleoducto se encuentra normalmente aguas abajo de la cabeza del pozo y puede ser prácticamente horizontal (en relación a su longitud) y puede contener crudo de petróleo a presión, por ejemplo, con gas, normalmente junto con agua, que es transportado hacia el separador desde un punto de recogida alimentado por cabezas de pozos separados o desde una cabeza de pozo individual. El oleoducto, antes del separador, puede estar enterrado aguas arriba de la cabeza del pozo, es decir, con una componente vertical importante en relación a su longitud; el separador puede encontrarse en la cabeza del pozo. El tiempo necesario para que el crudo de petróleo pase desde el punto de análisis al separador puede ser de 0,2 horas a 10 días, en especial de 0,5-5 días o de 1-10 horas. El análisis puede ser cromatográfico, por ejemplo, cromato-gráfico en fase gaseosa o en alto contenido en fase líquida, en donde una muestra del crudo de petróleo se inyecta periódicamente en una columna situada en o al lado de la línea de producción. Preferentemente, el análisis es espec-troscópico, por ejemplo, UV, visible (200-800 nm), infrarrojo (por ejemplo, 2.600-10.000 nm), pero especialmente es infrarrojo próximo, por ejemplo, como más adelante se describirá. El análisis espectroscópico se realiza en una célula standard mantenida a una temperatura fija, a través de cuya célula pasa la radiación apropiada, variando la longitud de recorrido de la célula con la longitud de onda, por ejemplo, desde 0,1-1 mm para IR, 0,5-10 mm para NIR, 1-5 cm para visible y 5-10 cm para radiación UV. El resultado del análisis en forma de un porcentaje de un ingrediente puede ser retransmitido por teléfono o por radio al controlador del separador, en donde puede ser considerado en relación al futuro funcionamiento del separa-dor, de manera que cuando el crudo de petróleo analizado llegue al separador, las condiciones operativas, por ejemplo, velocidad de flujo, temperatura y/o presión, pueden ser tales que optimicen la separación, por ejemplo, que optimicen la separación de gas natural. Preferentemente, sin embargo, el resultado del análisis, bien como un porcentaje de un componente o bien, por ejemplo, una absorción (o una derivada de la misma) se puede transmitir eléctricamente o por radiación electromagnética a un ordenador ( en relación con el separador) el cual puede ser programado entonces para la regulación por contrarreacción, por ejemplo, conociendo el contenido en gas del crudo que existirá cuando este último llegue al separador, las condiciones pueden ser cambiadas para optimizar la producción de gas. El análisis se puede realizar en tiempo real o en tiempo casi real. La presente invención proporciona también un método para determinar o predecir el valor de una propiedad de un material consistente en un crudo de petróleo o en un producto de un proceso en donde dicho crudo de petróleo constituye un material de alimentación o es el producto obtenido de dicho proceso, cuyo método comprende medir la absorción de dicho crudo en al menos una longitud de onda en la región de 600-2.600 nm y convertir dicha absorción (o derivada de la misma) en un valor de dicha propiedad. La conversión puede ser directa o indirecta mediante correlación estadística o mediante técnicas de no correlación. Se ha comprobado que la aplicación de espectroscopia de infrarrojo próximo al crudo de petróleo peirmite obtener los datos en o al lado de la línea muy rápidamente, siendo ello por tanto muy adecuado para técnicas de control automatizadas . En general, el crudo de petróleo es de naturaleza principalmente alifática, pero puede contener hasta 50% p/p de compuestos aromáticos líquidos. Normalmente se trata de un producto de un yacimiento de petróleo procedente de la cabeza del pozo, bien como el producto entero del pozo, es decir, la mezcla multifásica procedente del pozo que contiene petróleo y agua y/o gas y que puede estar a una presión de 50-200 bares, o bien como el producto obtenido después de la separación al menos parcial del agua y/o gas, listo para ser enviado por un oleoducto desde la cabeza del pozo y que puede estar a una presión de hasta 50 bares, por ejemplo 1-10 bares. Dicho producto puede encontrarse en una plataforma de producción o bien entre plataformas o bien entre una plataforma de producción y una instalación de recogida o almacenamiento, ya sea en una plataforma marítima, ya sea en un barco o ya sea en dicha instalación de recogida o almacenamiento o aguas abajo de la misma, por ejemplo, en un oleoducto aguas abajo de la misma, por ejemplo, en otra instalación de almacenamiento, tal como en una estación colectora o refinería, o bien antes de una instalación de separación, por ejemplo, una instalación para separar gas y/o agua y/u otros componentes del crudo de petróleo, por ejemplo, en una instalación de destilación para recuperar, por ejemplo, nafta. El crudo de petróleo que sale de la cabeza del pozo puede contener gas disuelto (por ejemplo, en cantidades de hasta 15% en peso de gas, por ejemplo 1-10% en peso) y/o agua o gotas de agua (por ejemplo, 5-40% en peso de agua), al tiempo que el gas y/o agua puede estar presente como una fase físicamente separada, en especial cuando llega a la cabeza del pozo; la relación Gas/Petróleo (GOR) (expresada en m3 normales de gas por barril de petróleo) puede ser de 0,02831-283,1, por ejemplo de 56,62-254,79 (para el petróleo que llega a la cabeza del pozo) y de 0,02831-28,31, por ejemplo, de 1,41-14,15 o 0,0849-1,41 (especialmente para petróleo parcialmente desgasificado que sale por la cabeza del pozo). El crudo de petróleo puede contener hidrocarburos gaseosos disueltos, por ejemplo, metano, etano, propano y butano (cada uno de ellos en cantidades de 0,1-5%, por ejemplo 0,5-5% en peso, o 0,1-10%, por ejemplo 0,5-10% en el caso de metano) y en total hasta 15%, especialmente hasta 10%. El petróleo puede estar presente también con otros gases, por ejemplo gases inertes tales como nitrógeno y dióxido de carbono (cada uno de ellos en una cantidad de 0,1-5%, tal como 1-5 o 0,1-1%). Con respecto al peso total de líquidos en solución en el crudo de petróleo, este último puede contener 0-40%, por ejemplo 10-30%, de condensados de gases o residuos ligeros ( los cuales pueden estar presentes preferentemente en la cantidad relativa a la nafta que estaba presente en el crudo de petróleo de la cabeza del pozo y, de este modo, el crudo analizado no contiene condensados añadidos), 0-40%, por ejemplo 20-40% en peso de nafta, 5-30%, por ejemplo 10-20% de queroseno, 0-50%, por ejemplo 5-40% o 20-30% de gasoil, 0-40%, por ejemplo 5-40% o 20-40% de fueloil (con residuo). También puede contener (expresado en la misma base) 0-8% de asfáltenos (por ejemplo, 0,01-2%), 0-8%, por ejemplo 1-7% o 0,05-2% de azufre y 0-10, por ejemplo, 1-6 mg KOH/g como una expresión de la acidez. La composición en porcentaje del total de hidrocarburos gaseosos disueltos, condensados de gas y residuos ligeros (expresado en la misma base) puede ser de 5-50%, tal como 10-40%, especialmente 10-30% o 15-40%; dicha combinación puede ser aquella que hierve a temperaturas de hasta 130°C bajo presión atmosférica. Su densidad API puede ser de 10-60, por ejemplo 20-55, y su punto de fluidez crítica es de -60°C a +60°C, por ejemplo -20°C a +20"C. Su gama de ebullición puede ser de -30"C a 550°C y el punto de ebullición final es de hasta 880°C. El petróleo puede haber sido deshidratado y/o desalificado antes del análisis y, en particular, cuando se analiza, puede estar sustancialmente libre de cualquier fase gaseosa separada. Puede estar sustancialmente libre de gas disuelto cuando se analice, pero preferentemente contiene 0,1-15% de gas disuelto. El petróleo a muestrear puede contener hasta 10% en peso de sólidos suspendidos, por ejemplo 1-5%, pero con preferencia está sustancialmente libre de sólidos en suspensión. El petróleo está con preferencia sustancialmente libre de sólidos orgánicos suspendidos, tales como bitumen insoluble y arenas asfálticas y asfáltenos, así como de sólidos inorgánicos suspendidos, tal como roca de la formación. La longitud o longitudes de onda a las cuales se mide la absorción se encuentran en la gama de 600-2.600 nm, por ejemplo 600-1.000, 1.000-1.500, 1.500-2.000 o 2.000-2.600 nm, y pueden representar la primera, segunda o tercera región de sobretono o la región de combinación para enlaces CH. El análisis NIR es con preferencia principalmente por transmitancia, en especial de forma prácticamente completa por transmitancia; se puede utilizar análisis por reflectancia. El petróleo puede ser analizado como una muestra líquida en la célula de un espectrómetro NIR o en una célula distante equipada con guías de fibra óptica que llegan y salen de dicho espectrómetro, existiendo una o más células por espectrómetro, por ejemplo, con las fibras ópticas pasando a través de un multiplexor, de manera que un espectrómetro puede analizar sucesivamente los líquidos de una serie de células. Cuando el petróleo se encuentra en presencia de gas, bien disuelto o bien separado, de manera que el mismo está a presión, la propia célula se presuriza. La célula puede recibir una muestra líquida separada, por ejemplo separada en el laboratorio de la fuente de la muestra o en línea en un punto próximo a la fuente de la muestra, o preferentemente puede estar en línea, por ejemplo, en una línea lateral fuera de la línea principal que contiene el material a ensayar. Debido a que el petróleo suele contener sólidos en suspen-sión, la célula puede llegar a ensuciarse periódicamente y dicha suciedad deberá ser eliminada o deberá efectuarse una compensación de la misma (por ejemplo, mediante comparación de la absorción de la célula cuando está vacía pero conteniendo suciedad y cuando contiene analizado ) . Con preferen-cia, los insolubles del crudo de petróleo muestreado son eliminados sustancialmente antes del análisis NIR. La propiedad a determinar puede ser química, física, fisicoquímica u óptica o mecánica. Ejemplos de tales propiedades son la composición, por ejemplo, porcentaje de uno o más componentes, por ejemplo hidrocarburos solubles, especialmente hidrocarburos gaseosos, en total o de cada uno de ellos, por ejemplo, metano, etano, propano, isobutano o butano o mezclas de los mismos, por ejemplo, gas pobre, gas natural, butanos y condensados, así como compuestos de azufre, compuestos ácidos, asfáltenos, cera, aromáticos. Las composiciones en porcentaje del total de hidrocarburos gaseosos, con condensados de gas, se pueden obtener como tales o en combinación también con residuos ligeros, por ejemplo alcanos C6.8, en forma del porcentaje de componentes que destilan a temperaturas de hasta 130°C (bajo presión atmosférica) . Entre las propiedades físicas se encuentran la viscosidad, la densidad específica (o densidad API), el punto de formación de cera, la gama de ebullición total, el punto de ebullición total (TBP), el índice de acidez total (TAN). La propiedad determinada puede ser una mezcla de propiedades, por ejemplo, la relación gas/petróleo, la cual se refiere a la relación de fase vapor a fase líquida total (es decir, incluyendo el agua si está presente y el gas disuelto si está presente) . Otras propiedades del petróleo o de productos derivados del mismo incluyen los porcentajes de uno o más de los siguientes: gasolina, nafta, gasoil, fueloil y residuo. Una vez efectuada la absorción en el petróleo, el valor de la absorción se convierte en un valor respecto a la propiedad deseada. Cuando la longitud o longitudes de onda de la absorción constituyen una característica del compuesto a analizar, esta conversión puede ser directa, por ejemplo mediante absorción tal como en la región del infrarrojo medio, en donde es sabido que el metano absorbe, pudiéndose determinar el porcentaje de metano directamente de acuerdo con la ley de Beer Lamber; normalmente, la célula se calibra con medios adecuados que contienen concentraciones conocidas de metano, o bien la absorbancia se compara directamente con otra célula paralela que contiene dicho medio. Sin embargo, preferentemente, la longitud o longitudes de onda elegidas para la absorción se seleccionan por medios estadísticos. Estos son correlativos e implican relaciones de carácter regresivo entre la propiedad o propiedades y las absorbancias. Estos análisis de variables múltiples incluyen regresión multilineal (MLR), regresión de componentes de criterio (PCR), regresión canónica y regresión por cuadrados mínimos parciales (PLS). La relación entre la propiedad y la absorbancia, la Ecuación de Regresión, puede ser lineal, por ejemplo, valor de la propiedad = S(Di multiplicado por factor i) en donde Di es la absorción, la cual puede ser opcionalmente normalizada, o la primera, segunda o tercera derivada de la misma a la longitud de onda específica, y el factor i es el Coeficiente de Regresión, es decir, el valor del significado de la absorción a esa longitud de onda respecto de la propiedad, siendo tomada la suma en todas las longitudes de onda cuyas absorcioness son consideradas. La relación es más generalmente cuadrática e implica fracciones o bien es de una forma algebraica superior. En cada caso, la Ecuación de Regresión ha de determinarse empíricamente usando un conjunto de calibración con propiedades conocidas. Esta medida es útil cuando el conjunto de calibración abarca las muestras a ensayar pero, cuando se analiza, por ejemplo, un crudo de petróleo procedente de una nueva fuente al margen de la calibración previa, será necesario volver a determinar las Ecuaciones de Regresión para tener en cuenta el nuevo crudo. Muchos espectrómetros comerciales disponen de software informatizado integrado para realizar este análisis estadístico y generar la Ecuación de Regresión. Ejemplos de tales técnicas aplicadas a otros petróleos se describen en EP-A-285251, 304232 y 305090, cuyas descripciones se incorporan aquí solo con fines de referencia. Ejemplos de técnicas de correlación adecuadas, tal como se aplican a crudos de petróleo, consisten en el uso de PLS en crudos de petróleo para determinar las longitudes de onda óptimas para averiguar su contenido en gas. Longitudes de onda adecuadas incluyen 2173, 2295, 2365, 2406, 2439 y 2500 nm, especialmente todas ellas, particularmente en una ecuación de regresión para absorbancias normalizadas en la forma: % en peso de gas en crudo de petróleo - [A x Absl]-[B x Abs2]-[C x Abs3]-[D x Abs4]+[E x Abs5]-[F x Abs6] + G en donde Abs 1-6 son las absorbancias normalizadas en las 1-6 longitudes de onda 2173-2500 nm especificadas anteriormente y A-G son números, siendo cada uno de A y B en particular de 14000-15000, por ejemplo 14450-14550, siendo C de 19300-20300 en particular 19800-19900, siendo D de 14800-15800, en particular 15320-15420, siendo E de 6000-7000, por ejemplo 6520-6620, siendo F de 8600-9600, por ejemplo 9070-9170, y siendo G de 460-470, en particular 465-468. Un método más preferido implica la medición de absorción en más de una longitud de onda y a continuación, y sin ningún tratamiento estadístico, se compara la absorción (o una derivada de la misma) de la incógnita con las absorciones (o derivada) de un número de crudos de petróleo de referencia de propiedades conocidas en un banco, para determinar la referencia o referencias que tienen los valores de absorción, a las mismas longitudes de onda, más próximos a la incógnita; la propiedad de la incógnita es entonces la misma que la de la referencia elegida (o el valor medio de las referencias elegidas). Esta técnica se describe más detalladamente en WO 96/11399, cuya descripción se incorpora aquí solo con fines de referencia. El método, tal como se aplica a un crudo de petróleo, comprende determinar o predecir un valor Px que es un valor de una propiedad de un material X, el cual es un crudo de petróleo, o una propiedad de un producto de un proceso a partir de dicho material o la producción obtenida de dicho proceso, cuyo método comprende medir la absorción Dix de dicho material en más de una longitud de onda en la región de 600-2600 nm, comparar dichas señales indicativas de dichas absorciones, o una función matemática de las mismas, con señales indicativas de absorciones Diin a las mismas longitudes de onda o una función matemática de las mismas, para un número de referencias S en un banco para las cuales se conoce dicha propiedad o producción P, y elegir del banco al menos una referencia Sa con la propiedad Pa, teniendo dicha referencia el valor medio más pequeño de la diferencia absoluta a cada longitud de onda i entre la señal para el material y la señal para la referencia Sm para obtener Px, promediándose dichas propiedades o producciones Pm cuando se elige más de una referencia SB. Con preferencia, la referencia Sm elegida para la propiedad o producción deseada es tal que, en relación a la incógnita X y a cada referencia Sm elegida, se satisfacen las siguientes funciones: cuando ixm <imln entonces Px-P„ = error experimental en P en donde Px es la propiedad de la incógnita X; PB es la propiedad de la referencia Sa elegida; i? se define por i2 (xm) = S(Dix-DiB)2; e imin se define por el índice de proximi-dad, el cual es el valor mínimo en relación a dos referesncias Sa y Sb con propiedades Pa y Pb para las cuales Pa-Pb <ESJ2 en donde E es el error experimental en la determinación de dicha propiedad o producción en la referencia. El índice de proximidad es normalmente inferior al índice mínimo im que ha sido determinado a partir de las referencias Sa, Sb, Se... mediante las operaciones de (a) calcular, para cada par de referencias Sa/Sb, Sa/Sc, el valor de i2(a,b), etc; (b) relacionar los valores de i2(a,b), etc a las correspondientes diferencias EP (ab) en las propiedades Pa, Pb, etc; (c) calcular para cada valor L, para el cual i(ab) es L, la media de las correspondientes diferencias Epab; (d) determinar el índice Mínimo a partir del valor del índice mínimo i(ab) en donde el 95% de Epab es la misma que la norma de reproducibilidad de la propiedad. El crudo de petróleo puede ser ensayado en línea, cerca de la línea o fuera de la línea. El uso de NIR de acuerdo con esta invención es rápido y mucho más económico que las técnicas analíticas de larga duración realizadas fuera de la línea y que implican la destilación usada hasta ahora; estas últimas técnicas no fueron adecuadas para un control en línea de las operaciones, mientras que sí lo son las técnicas de la invención. El crudo de petróleo, cuando es analizado, puede estar libre de gas disuelto, pero preferentemente contiene gas disuelto, por ejemplo a una presión de 5-20 bares, y también puede contener una fase gaseosa separada que comprende el gas. Este crudo de petróleo puede ser analizado mediante el espectrómetro NIR y la propiedad del petróleo puede ser determinada directamente. El crudo de petróleo analizado puede ser una alimentación a un medio separador, por ejemplo, un separador de gas para separar el gas de la fase líquida (bien petróleo o bien agua o bien ambos) o una destilación para separar gas y una o más fases líquidas, por ejemplo, nafta, gasoil y/o fueloil. Uno de los usos de esta técnica reside en averiguar el valor del petróleo, el cual se determina a partir de sus contenidos en nafta, gasoil y fueloil. De este modo, en esta técnica se analiza un crudo de petróleo mediante NIR en relación a dichos componentes y, a partir de los porcentajes de cada uno de ellos y del valor conocido de cada uno de los tres componentes aislados, se puede determinar el valor para dicho lote de crudo de petróleo. Esto como tal resulta de utilidad directamente para fines comerciales, pero también es de utilidad especialmente en relación a operaciones en oleoductos que contienen petróleo procedente de pozos de diferentes propietarios, como más adelante se describirá. El análisis por NIR puede efectuarse antes de una etapa de separación en donde uno o más componentes se pueden separar del resto, por ejemplo, gas en total o por separado tal como gas seco (predominantemente metano y etano) , propano o butano. La etapa de separación puede ser realizada para separar prácticamente todo el gas de una sola vez, por ejemplo, disminuyendo la presión a un nivel de milibares, por ejemplo a un nivel de 1-200 o 10-150 milibares a 30-50°C, pero preferentemente el gas se separa por etapas mediante una reducción gradual de la presión, por ejemplo desde 10-20 bares a 40-60°C a 1-3 bares a 35-50°C a 10-150 milibares a 30-40°C. En ciertos casos existe un tamaño crítico en cuanto al aparato de separación, o bien una producción máxima crítica de uno de los componentes; por ejemplo, en separadores de gases, especialmente ciclones, existe una producción máxima de gas a través de un aparato de un tamaño particular.

El uso del separador a una producción inferior a la óptima constituye un despilfarro. El análisis NIR se aplica a la mezcla de alimentación de crudo de petróleo y gas y/o agua, para determinar su contenido en el componente crítico. A continuación, se ajusta la velocidad de flujo de la mezcla para optimizar el peso total o valor del componente crítico a través del separador y, mediante análisis continuo, por ejemplo mediante análisis en línea, se ajusta la velocidad de flujo de forma continua. De este modo, se obtienen importan-tes ventajas técnicas en la etapa de separación. Estas ventajas son incluso más pronunciadas cuando existe una longitud de oleoducto entre el punto de análisis y el medio separador, por ejemplo de por lo menos 1 km, en especial por lo menos 10 km, tal como 1-1000 o 5-50 o 50-500 km. En esta modalidad, el petróleo es analizado por NIR antes de que entre en el oleoducto, o bien en su tránsito por el oleoducto, por ejemplo, en un punto intermedio, tal como en una estación de bombeo, y su velocidad de flujo se ajusta en respuesta a su contenido en el componente crítico; el oleoducto transporta entonces el petróleo a la velocidad de flujo óptima del componente crítico hacia el medio separador. Controlando el flujo de esta manera, se optimiza el uso del medio separador. El contenido en el componente crítico suele variar con el tiempo de manera que, sin el ajuste de la velocidad de flujo de dicho componente, el separador no puede funcionar de manera óptima, por lo que la velocidad de flujo deberá ser ajustada en función de los cambios del contenido en el componente crítico dentro de la capacidad del oleoducto. Por tanto, si el contenido en gas se reduce de manera repentina, entonces la velocidad de flujo deberá ser aumentada gradualmente. En lugar de controlar la velocidad de flujo del petróleo y, por tanto, optimizar la velocidad de flujo del componente crítico, la información respecto al contenido en ese componente y respecto a su velocidad de flujo instantánea puede ser pasada a las operaciones del medio separador, de modo que pueda ser ajustada para que resulte óptima para dicha mezcla de petróleo/componente particular cuando ésta llegue al separador, por ejemplo, cambiando la temperatura, presión o velocidad de flujo. En lugar de controlar el separador en base al contenido en gas, aquel puede ser controlado en base a una propiedad del crudo de petróleo desgasificado, por ejemplo, el TBP. La variación del contenido en gas o en otro componente suele ser importante cuando el oleoducto se alimenta desde una estación colectora a la cual pasan petróleos procedentes de más de un pozo, por ejemplo, cuando uno o más pozos entran de repente en producción o quedan fuera de producción. En este caso, el análisis puede efec-tuarse todavía en el petróleo justo antes de que entre en el oleoducto, por ejemplo, la mezcla de petróleos tal como en una estación colectora marítima o en tierra, pero preferentemente los petróleos individuales son analizados antes de que se mezclen bien en la propia estación colectora (por ejemplo, con un espectrómetro por línea o con dispositivos multiplexo-res y un espectrómetro por mezcla) o bien en la entrada de cada petróleo en su oleoducto subsidiario que conduces a la estación colectora, por ejemplo, en cada una de las cabezas de los pozos individuales, por ejemplo, en la plataforma o en el fondo del mar, opcionalmente bien antes o preferentemente bien después de cualquier separación de agua. El análisis en la entrada de cada petróleo en su oleoducto subsidiario resulta particularmente útil cuando la estación colectora tiene al menos un oleoducto ramificado que alimenta a la misma. El análisis del petróleo procedente de cada cabeza de pozo proporciona por separado la operación de cambio de la velocidad de flujo con un tiempo de espera máximo en base al tiempo de residencia del petróleo procedente de esa cabeza de pozo en los oleoductos subsidiarios. Esta técnica es optimizada aún más de acuerdo con otra modalidad de la invención en donde se mide la absorción NIR a una o más longitudes de onda en cada alimentación a una mezcla, con el fin de predecir una o más propiedades de la mezcla. Por este medio y con un número de plataformas con igual tiempo de residencia para el flujo hacia una estación colectora central, el análisis del petróleo en cada plataforma y en un instante determinado proporciona un análisis de la mezcla formada en la estación colectora en un tiempo igual a dicho tiempo de residencia posterior; cuando los tiempos de residencia son diferentes, se puede combinar el análisis NIR del petróleo que sale de cada plataforma en cualquier línea en un tiempo de espera adecuado igual al tiempo de residencia en la línea, para obtener el análisis de la mezcla que resultará de la combina-ción de estos petróleos. Aunque las absorbancias NIR en cada plataforma se pueden convertir a propiedades y estas a su vez pueden ser usadas para predecir el análisis de la mezcla posterior, convenientemente las absorbancias son convertidas de forma directa en propiedades de la mezcla. Esto se consigue por vía de la técnica estadística o no estadística descrita anteriormente, adaptada en la forma que sea necesario para responder a los diferentes tiempos de residencia de los petróleos en los oleoductos subsidiarios. Existe otra aplicación del análisis NIR en relación a la mezcla de un número de petróleos procedente de diferentes cabezas de pozos. La información respecto al valor de la parte del petróleo en una mezcla derivada del petróleo de una cabeza de pozo suele ser útil tanto por motivos internos (por ejemplo, para ver que pozos contribuyen más a la mezcla desde el punto de vista composicional ) como por motivos externos en relación a la distribución del valor del petróleo mezclado para cada propietario de las cabezas de pozos. Esta técnica en relación a los valores de la mezcla y su reparto es de aplicación independientemente de que la mezcla se venda como tal, se envíe por un oleoducto, por ejemplo, en tierra, hacia una estación colectora, o bien se desgasifique en un separador de gas. En otra modalidad respecto al paso del petróleo por un oleoducto, el análisis NIR se puede aplicar en relación a la identificación de los petróleos individuales que salen por la línea. De este modo, el análisis puede ser aplicado al petróleo antes de la entrada y el petróleo puede ser analizado continuamente en la salida y controlado para identificar la salida de cualquier fracción particular. Esto puede ser realizado midiendo al menos algunas absorbancias NIR en la entrada y al menos otras en la salida y utilizando la técnica estadística o no estadística descrita anteriormente para determinar qué fracción de petróleo que sale por la línea se encuentra más próximo a la del petróleo de entrada. Descripción de los Dibujos La invención y su método de operación se ilustran en y con respecto a los dibujos adjuntos en donde: Las Figuras 1 y 4 son diagramas esquemáticos de operaciones del proceso de mezcla según la invención. La Figura 2 es un diagrama esquemático de la operación de un proceso de transporte y separación. La Figura 3 es un diagrama esquemático de la operación de un proceso de mezcla, transporte y separación. Con referencia a la Figura 1, en la misma se muestra una estación colectora 1 y tres puntos de cabezas de pozos 2, 3, 4, por ejemplo plataformas marítimas, que están unidas con la estación 1 por medio de oleoductos, por ejemplo oleoductos submarinos 5, 6 y 7, respectivamente. La instalación analítica 8-10 que comprende espectrómetros 8a-10a y ordenadores 8b-10b está conectada a las líneas 5, 6 y 7 a través de líneas analíticas 11-13 respectivamente, mientras que la instalación analítica 14 que comprende el espectróme-tro 14a y el ordenador 14b está unida por la línea analítica 16 a una línea 15 que sale de la estación 1; las líneas analíticas 11-13 y 16 pueden ser fibras ópticas y están unidas a la línea adecuada o a una línea de muestreo que sale de la misma. Los medios de transmisión de señales 17-20 conectan los ordenadores 8a-10a y 14a con las bombas 21-24; los medios 17-20 pueden ser hilos-cables o medios electrónicos. En la práctica, la absorción a las longitudes de onda adecuadas en la región NIR de la alimentación de petróleo en el punto 2 es medida por medio del espectrómetro 8a y las absorbancias son interpretadas por el ordenador 8b y convertidas en resultados analíticos, por ejemplo, porcentaje de nafta, gasoil y fueloil. En los puntos 3 y 4 se efectúan las mismas operaciones. A partir de los resultados analíticos y de las velocidades de alimentación, puede determinarse el valor del petróleo que sale de cada punto. En esta operación, no se utilizan los medios de transmisión de señales 17-20 a las bombas. En otra operación, los ordenadores 8b-10b pasan señales a las correspondientes bombas 21-23 las cuales reciben órdenes para ajustar sus velocidades de flujo para el material de las líneas 5-7 de acuerdo con un plan preestablecido, por ejemplo, para mantener el análisis de la mezcla que sale por la línea 15, respecto a por lo menos un componente, por ejemplo el contenido en gas, en una gama preestablecida, por ejemplo ± 10% o ± 5%, de un valor específico. Con referencia ahora a la Figura 2, la estación 1, que puede ser una estación colectora como en la Figura 1 (para combinar más de un petróleo) o que puede ser suministrada con petróleo procedente de una cabeza de pozo, tiene una línea 15 que conduce a la bomba 24, con una instalación analítica 14ab, unida a la línea 15 por fibra 16 y a la bomba 24 por medios de transmisión de señales 20, los cuales pueden consistir en hilos/cables o medios electrónicos. La línea 15 conduce al oleoducto 25, el cual se extiende, por ejemplo bajo el mar, a la línea 26 hacia el medio separador 30; el medio separador 30 tiene una línea 31 para separar una fracción, por ejemplo gas, y una línea 32 para separar otra fracción, por ejemplo crudo de petróleo desgasificado, para su posterior transporte, por ejemplo, mediante un oleoducto o mediante un barco, o bien para su envío a una refinería. En la práctica, el petróleo que contiene un componente específico, por ejemplo gas que sale de la estación 1 por la línea 15, es analizado por NIR respecto a dicho componente mediante la instalación 14a y el resultado obtenido se combina con la velocidad de flujo de líquido en la línea 15 para obtener la velocidad de flujo total de dicho componente en la línea 15 en ese momento. En una modalidad de la invención, dicha información sobre la velocidad de flujo es enviada a la operación del medio separador 30 de manera que el separador de ese componente en la línea 31 pueda ser optimizado cuando el petróleo de esa línea llega al medio separador, por ejemplo, cambiando las condiciones de temperatura o presión usadas en la separación; esto último puede ser verificado por medios no ilustrados mediante análisis del líquido que entra en el medio separador 30 y comparación con el análisis en la línea 15. En una segunda modalidad, la velocidad de flujo total en la línea 15 se altera cambiando la velocidad de bombeo de la bomba 24 al valor óptimo. Por este medio y conociendo el contenido en ese componente, por ejemplo contenido en gas, en la línea 15, se puede utilizar la velocidad de bombeo óptima. La Figura 3 muestra una combinación de los procesos de las Figuras 1 y 2, en donde los petróleos procedentes de los puntos 2, 3 y 4 pasan por vía de la estación colectora 1, a lo largo de los oleoductos 15 y 25, hacia el medio separador 30 del cual se retiran dos fracciones por las líneas 31 y 32. Las operaciones son como las descritas en relación con las Figuras 1 y 2. Con referencia ahora a la Figura 4, en la misma se muestran tres puntos de cabezas de pozos 2, 3 y 4 con la instalación, oleoductos, etc, numerados como en la Figura 1, así como tres puntos de cabezas de pozos adicionales 40, 50 y 60, con oleoductos 45, 55 y 65 que se dirigen hacia la estación colectora 1, instalación analítica 41ab, 51ab, 61ab (espectrómetros y ordenadores) unida a los oleoductos 45, 55 y 65 respectivamente por las líneas de análisis 42, 52 y 62 respectivamente, y líneas de transmisión de señales 43, 53 y 63 desde los ordenadores 41b, 51b y 61b a las bombas 44, 54 y 64 respectivamente. La disposición general difiere de aquella de la Figura 1 en que las líneas 5, 6 y 7 procedentes de los puntos de cabezas de pozos 2, 3 y 4 se reúnen en una sola línea 67 que conduce a la estación colectora 1 y, similarmente, las líneas 55 y 65 se reúnen en una sola línea 66 que conduce a la estación colectora 1. El modo operativo del aparato de la figura 4 puede ser como en la Figura 1. Si se desea, el proceso de mezcla puede venir seguido por el proceso de transporte y separación como en la figura 3. Sin embargo, en el aparato de ambas Figuras 1 y 4, el análisis del petróleo en cada cabeza de pozo puede ser usado (con la velocidad de alimentación de petróleo) en las líneas 5-7, etc, con el fin de determinar la cantidad de petróleo (y sus componentes) procedente de cada cabeza de pozo y que llega a la estación 1 con o sin control sobre dicha velocidad de alimentación y, por tanto, sin control de la composición del petróleo que sale de la estación 1.

La invención se ilustra en los siguientes ejemplos. Ejemplo 1 Un crudo de petróleo que contiene gas disuelto se pasó por un oleoducto hacia un separador en donde se redujo su presión y se separaron sus componentes capaces de vaporizarse instantáneamente a 130°C bajo presión atmosférica. Estos componentes son hidrocarburos gaseosos de 1-4 átomos de carbono, condensado líquido de gases en donde predominan hidrocarburos de 5 átomos de carbono, y residuos ligeros, fundamentalmente aléanos de 6 y 7 átomos de carbono. El crudo de petróleo fué analizado antes de entrar en el oleoducto mediante un espectrómetro de infrarrojo próximo (NIR) acoplado a un ordenador para obtener absorbancias que son convertidas por el ordenador al contenido en los componentes anteriores, de manera que las condiciones de la separación, es decir, temperatura, presión y velocidad de flujo, pudieran ser controladas en el valor óptimo para ese separador con dicho crudo. La conversión de la absorbancia a dicho contenido fué realizada usando la correlación mostrada en la siguiente Ecuación de Regresión. Esta ecuación había sido determinada con anterioridad mediante calibración usando un número de crudos de petróleo de contenido conocido en dichos componentes y sus absorbancias NIR medidas, y aplicación de una técnica de Regresión lineal múltiple (MLR) para correla-cionar el contenido en dichos componentes y las absorbancias NIR en longitudes de onda específicas. La Ecuación de Regresión fué como sigue: % en peso de dichos componentes = -[14505 x Absl]-[14534 x Abs2] - [19857 x Abs3]- [15370 x Abs4] +[6577 x Abs5]-[9128 x Abs6]+466,7 en donde Absl, etc. es la absorbancia normalizada a la longitud de onda específica 1, etc. Las siguientes Tablas muestran las absorbancias a longitudes de onda particulares en relación al contenido en dichos componentes (en % en peso basado en el peso del petróleo) para cada uno de 4 crudos.

I NJ U1 I Por aplicación de la Ecuación de Regresión se predijo el contenido en los componentes anteriores el cual fué comparado con los valores obtenidos mediante una técnica standard.

El aparato usado en el siguiente Ejemplo 2 y posteriores comprende un espectrofotómetro (Bomen 160 Analysis con una fuente de lámpara de cuarzo halógeno de 12V 20A y detector de In As) con una célula para muestras de cristal óptico a presión con una longitud de recorrido de 0,3 mm y una célula de flujo a alta temperatura y presión ?xion LFV. La célula para la muestra estaba conectada a un ues-treador con un pistón (para el suministro de la muestra) y a un mezclador para mezclar completamente su contenido. La salida del espectrofotómetro fue analizada mediante Software Win Bomen Easy en su ordenador, y se efectuaron modelos estadísticos usando Software de Modelación Pirouette. Se puede usar cualquier otro espectrómetro que sea también capaz de proporcionar una absorción, con el analito en cuestión, en la región de 3700-5500 cm'1 (1818-2702 nm) de 0,5-2,5, especialmente 1-2 unidades de absorción. Para emplearse con petróleos a presión, se tomaron muestras de petróleo, las cuales fueron transferidas a presión hacia la célula para muestras por via del pistón y del mezclador. El método standard para el análisis del agua en los crudos de petróleo fue de aquí en adelante el método Karl Fischer, mientras que para la Relación Gas/Petróleo fue el método GLC. Los Ejemplos 2 y 3 ilustran la determinación del contenido en agua en un crudo de petróleo, el cual puede ser de 0,1-50%, por ejemplo 0,1-5% ó 0,2-2% p/p ó especialmente 1-40%, tal como 2-15% p/p. Los crudos de petróleo son aquellos que contienen gas (crudo vivo) (Ejemplo 3) o que no continen gas (crudo estabilizado) (Ejemplo 2) y en el Ejemplo 3 se determinó también la densidad en húmedo. El Ejempo 4 ilustra la determinación del contenido en gas en un crudo de petróleo vivo, por ejemplo como la GOR, la cual puede ser de 1-50 ó 1-20. El Ejemplo 5 ilustra la determinación de un aditivo de procesado o manipulación en el crudo de petróleo, especialmente un aditivo volátil, tal como aquellos que se volatilizan en posteriores separaciones o destilaciones de gas, en particular metanol usado como inhibidor de la formación de cera; otros aditivos no ejemplificados que pueden ser determinados son los mejoradores del flujo, los depresores de la fluidez crítica y reductores de la resistencia al avance, preferentemente aquellos que son volátiles, gj mplo 2 Un crudo de petróleo estabilizado (es decir, a presión atmosférica y sin gas no disuelto) procedente del yacimiento Forties (Mar del Norte) contenía 1,4% de agua. A muestras del petróleo se añadieron dos cantidades diferentes de agua para obtener las composiciones A (petróleo original), B y C con cantidades calculadas de 5,4% y 10,85% de agua (en peso) respectivamente. Se midieron entonces las absorciones de las tres composiciones a 3700-10000 c "1 (1000-2702 nm) y se observaron visualmente las absorciones a 5240 cm"1 (1908 nm), comprobándose que existía una correlación positiva con la cantidad de agua presente. Los líquidos de las composiciones A, B y C se pasaron también por separado a través de un filtro de coalescencia de 0,2 mieras (filtro PALL E Emflon II Kleenpak KI) para separar agua y dejar las composiciones D, E y F respectivamente. Las absorciones de las composiciones D-F fueron medidas también en la forma antes descrita. Los contenidos en agua fueron determinados por el Método Standard. Los análisis de las composiciones fueron como sigue: Composición % Agua A 1,4 B 5,4 C 10,85 D 0,006 E 0,014 F 0,047 Con las composiciones C-F, las absorbancias estaban fuera de la gama preferida de 0,5-2,5 unidades de absorbancia. Estos resultados demuestran que las absorciones NIR pueden ser usadas para determinar la cantidad de agua en el crudo de petróleo y que se puede usar el coalescedor para separar agua y efectuar más fácilmente el análisis de otros componentes. Así se pueden tomar muestras de crudo de petróleo de la línea de crudo, separando una de ellas para la medición de la absorción NIR total y otra para pasarla a través del coalescedor para el posterior análisis NIR del eluado, el cual están entonces prácticamente libre de agua. Esta técnica de doble célula permite medir un número más grande de propiedades al mismo tiempo y en base a un solo muestreo. Las determinaciones de agua se efectuaron aquí a las longitudes de onda en donde se sabe que el agua absorbe pero, como se muestra en el Ejemplo 3, las longitudes de onda pueden ser seleccionadas por medios estadísticos. El contenido en agua del crudo de petróleo puede ser usado, en particular con cantidades de por lo menos 10% p/p, para demostrar la presencia de tapones de agua en un oleoducto, de manera que puedan realizarse posteriormente las preparaciones adecuadas para manipular tales tapones, cuando el crudo analizado llega a un separador de agua posterior. Ejemplo 3 Muestras de cinco crudos de petróleo vivo de diferentes fuentes del Mar del Norte contenían diferentes proporciones de agua (disuelta y en una fase separada) y diferentes proporciones de gas (disuelto y en una fase separada), así como diferentes distribuciones de compuestos líquidos ligeros, medios y pesados. Cada una de las muestras fue homogenizada para obtener una muestra a presión de composición uniforme (aunque de tres fases). Cada muestra fue introducida entonces en la célula para muestras a presión del espectrofotómetro sin liberación de la presión y se midieron sus absorciones NIR a 3700-10000 cm"1. Se emplearon cuatro de los crudos para calibrar una relación entre las absorciones NIR de los crudos y sus contenidos en agua. Los datos de absorción empleando toda la región de 3700-10000 cm"1 (1000-2702 nm) fueron transferidos al Software de modelación Pirouette en el ordenador y se generó un modelo quemométrico PLS con dos componentes de criterio para obtener una Ecuación de Regresión en base a las absorbancias en más de 100 números de onda. El modelo de calibración obtenido fue ensayado contra el quinto crudo de petróleo. Una técnica similar puede ser utilizada para determinar un modelo entre la absorción y la densidad en húmedo para los crudos de petróleo. Los resultados de la calibración fueron como sigue: Crudo de Temp. Presión % Agua petróleo célula Z célula Kg/cm2 G Heimdal 17,5 12,0 0,0 H Arbroath 17,1 14.7 0,663 J Buchan 17,0 12,2 0,747 K Andrew 17,2 14.8 1,606 Los resultados para el crudo incógnita fueron como sigue: Crudo de Temp. Presión % Agua petróleo célula °C célula Kg/cm2 Real Previsto L Brae A 17,3 12,8 0,46 0,50 Estos resultados demuestran que la absorción NIR en crudos vivos conteniendo gas y agua se puede emplear para determinar el contenido en agua del crudo de petróleo. En otro experimento se ensayó el efecto de la separación de agua en la célula. La célula se llenó con agua destilada y se presurizó a 4,8 Kg/cm2 y se acondicionó a 21,1°C y se registró su espectro NIR. Otro crudo de petróleo M con bajo contenido en agua fue presurizado a 17,9 Kg/cm2 y pasado entonces de forma continua al interior de la célula. Se registró el espectro NIR. A continuación se redujo la presión a la atmosférica y se registró el NIR. Los cambios en el espectro NIR, en particular, en las regiones de 3965, 5170 y 6897 cm"1, demuestran que el petróleo separa el agua de las paredes de la célula, de manera que la célula se limpia por si misma en el caso de que se separe agua de la mezcla petróleo-agua durante el análisis. Ejemplo 4 Los cinco crudos vivos usados en el Ejemplo 3 contenían gas, principalmente metano, en cantidades diferentes. Se midieron los espectros NIR a 3700-10000 cm"1 en cada uno de los cinco crudos vivos en la forma descrita en el Ejemplo 3 y también en muestras de cada petróleo de las cuales se había liberado la presión de manera progresiva. De este modo, se obtuvo una serie de resultados para cada petróleo a diferentes presiones y por tanto a diferentes contenidos en gas. En cada caso, como en el Ejemplo 2, la muestra se hizo uniforme antes de tomar y registrar el espectro. Los contenidos en gas iniciales aproximados (y la GOR) de los petróleos se determinaron por medios convenciona-les. Los valores GOR iniciales para los crudos vivos fueron G<1, H 3-4, J 7-8, K 10-12 y L aproximadamente 2. Los espectros de los petróleos de contenidos variables en gas mostraron cambios importantes en las regiones de 3980-4760 cm"1 (2100-2512 nm) y 5300-6250 cm"1 (1600-1887 nm), de modo que el contenido en gas muestra una fuerte dependencia del tamaño de las absorciones en estas regiones; por tanto, estas regiones son importantes en modelos para calibrar la relación entre la absorción NIR y el contenido en gas y por tanto la GOR. A partir de los datos obtenidos existe una correlación positiva entre la absorción en estas regiones y el contenido en gas y por tanto la GOR. Además, los espectros de los petróleos G-L despre-surizados varían en particular en la región de 3700-4800 cm"1, por lo que el espectro NIR es característico de cada petróleo y puede ser usado para tomar la huella dactilar de los petróleos, en particular de aquellos de yacimientos próximos. Ejemplo 5 Los crudos de petróleo suelen contener aditivos que han de incorporarse para facilitar la producción o procesado. Un ejemplo de ellos es el metanol el cual se puede añadir al crudo para detener la deposición de cera del crudo a bajas temperaturas.

Se liberó la presión del crudo vivo G para obtener un crudo estabilizado conteniendo agua y petróleo. Se midió el espectro NIR a 3700-10000 cm"1 en este petróleo así como en los correspondientes petróleos a los cuales se había añadido por separado 0,5% y 2% (en peso) de metanol. Los resultados ilustran que las absorciones a 4700-5025 cm"1 (1905-2128 nm) muestran una correlación positiva entre la absorción y la cantidad de metanol.

Claims (11)

1. NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención se considera como novedad y, por tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones: 1. - Método de control de un proceso para separar de un crudo de petróleo al menos un componente de dicho crudo de petróleo, el cual fluye por un oleoducto y luego pasa a través de un separador, caracterizado porque una muestra del crudo de petróleo, antes de entrar en el oleoducto, se analiza respecto a por lo menos un componente en línea o casi en línea, para obtener un resultado analítico antes que el crudo de petróleo, del cual se tomó la muestra, llegue al separador; y se ajusta la operación del separador en base a dicho resultado, para controlar la separación de dicho componente.
2. 2.- Método según la reivindicación 1, caracterizado porque la muestra de petróleo se toma y analiza en dicho oleoducto a 1 km por lo menos del separador.
3. 3.- Método según la reivindicación 1 o 2, caracte-rizado porque la muestra se analiza por cromatografía o espectroscopia, preferentemente por espectroscopia de infrarrojo próximo.
4. 4. - Método para determinar o predecir el valor de una propiedad de un material consistente en un crudo de petróleo o bien en un producto de un proceso en donde dicho crudo de petróleo constituye un material de alimentación o constituye la producción de dicho proceso, caracterizado porque comprende medir la absorción de dicho petróleo en al menos una longitud de onda en la región de 600-2600 nm y convertir dicha absorción (o derivada de la misma) en el valor de dicha propiedad.
5. 5. - Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el crudo de petróleo contiene gas disuelto.
6. 6.- Método según la reivindicación 5, caracterizado porque el crudo de petróleo se analiza mediante espectroscopia de infrarrojo próximo y en tiempo real los resultados obtenidos son pasados al controlador de un separador que separa el gas disuelto de dicho petróleo con el fin de optimizar la operación de dicho separador.
7. 7. - Método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado porque el crudo de petróleo contiene nafta, gasoil y fueloil y el análisis determina el porcentaje de al menos uno de ellos, preferentemente para determinar el valor del crudo de petróleo.
8. 8. - Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el crudo de petróleo se analiza en o aguas abajo de la cabeza de un pozo.
9. 9.- Método según la reivindicación 8, caracterizado porque el crudo de petróleo fluye desde una serie de cabezas de pozos hacia una estación colectora y se efectúan análisis NIR en cada cabeza de pozo para determinar el análisis respecto a dicho componente en la mezcla de petróleos producida en la estación colectora.
10. 10.- Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el crudo de petróleo muestreado contiene menos de 10% en peso de sólidos insolubles y se analiza mediante transmisión.
11. 11.- Instalación para controlar una separación, caracterizada porque comprende un oleoducto para el transporte de crudo de petróleo que contiene al menos un componente; un medio separador, en especial un medio separador de gas, para separar dicho componente; un analizador antes, en o sobre dicho oleoducto para analizar dicho crudo de petróleo respecto a dicho componente; y un ordenador que controla a dicho medio separador y que recibe señales de dicho analizador para regular por contrarreacción dicho medio separador.