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CAPÍTULO 11

EQUIPOS DE SEPARACIÓN

Ing. Jorge Barrientos, MSc. 11-1

CAP. 11. EQUIPOS DE SEPARACIÓN

1.- SEPARADORES.

a. PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS

Los principios básicos, leyes físicas y accesorios utilizados para separar el gas del líquido son la gravedad, las fuerzas centrífugas, el efecto de deflectores y platos perforados o mallas. Otro efecto aprovechado para separar el líquido del gas, es el efecto de mojamiento, el cual consiste en la propiedad que poseen las pequeñas gotas del líquido de adherirse a deflectores y platos por adhesión y capilaridad. También, las caídas de presión a través de pequeños orificios de coladores ocasiona que el líquido caiga.

Los separadores son construidos de tal forma que el fluido entre produciendo un movimiento rotacional, impartiendo al fluido un movimiento centrífugo que ocasiona que el líquido choque con las paredes del recipiente y caiga por gravedad. A medida que el líquido cae, choca con los deflectores y platos, produciéndose por agitación separaciones ulteriores. El gas sale por el tope y el líquido por el fondo. El nivel de líquido del separador es controlado por una válvula flotante y una válvula tipo “back pressure” a la salida del separador, controla la presión de salida del mismo.

b. DIAGRAMA DE FASES Y FACTORES QUE AFECTAN EL PROCESO DE SEPARACION.

La presión de operación de un separador depende tanto de la presión fluyente del tubing del pozo (THP), como de la relativa cantidad de gas natural presente en la fase líquida. De acuerdo con el diagrama de fases, un cambio en esta presión, afecta las densidades de gas y de líquido, la velocidad de los fluidos y el volumen actual de la mezcla. El efecto neto de un incremento en la presión, es un incremento en la capacidad de gas del separador.

La temperatura afecta la capacidad del separador, solamente si afecta el volumen actual de la mezcla y las densidades del gas y el líquido. El efecto neto de un incremento de la temperatura, es una disminución en la capacidad de separación. Los controles de temperatura generalmente involucran sistemas de enfriamiento, los cuales generalmente van acompañados de intercambiadores de calor, torres de enfriamiento, etc.

La composición de las mezcla multifásica, la tasa de flujo, las propiedades físicas de la mezcla, diseño del equipo, extractores de neblina, grado de agitación del fluido, área de la interfase gas-líquido, volúmenes de gas y


petróleo, cantidad y tipo de agua y grado de emulsión de la mezcla, son en general los factores a considerar en un proceso de separación gas-petróleo.

c. NIVELES Y ETAPAS DE SEPARACION

Para obtener una separación mas eficiente y completa, 2 o mas separadores se conectan en serie, reduciéndose la presión en cada etapa, lo que se conoce como etapas o niveles de separación o separación en múltiples etapas.

El líquido saliendo de cada separador, experimenta una separación de gas, cada vez que se reduce la presión en la etapa subsiguiente.

Este sistema es usado en aquellos lugares donde es preferible tener pequeñas cantidades de gas en solución en la fase de petróleo o un pequeño destilado en la corriente de gas. Estas separaciones múltiples, operacionalmente eficientes, dan como resultado productos líquidos de calidad y gas seco.


Para mejorar la separación y recuperación máxima de líquidos, puede combinarse con las etapas de separación, la instalación de depuradores de gas o “scrubber” y el enfriamiento del gas.

2.- DISEÑO GENERAL DE SEPARADORES GAS-LÍQUIDO.

a. SEPARACIÓN VAPOR LÍQUIDO

b. ALCANCE

Presentar los conceptos requeridos en el diseño de recipientes separadores de mezclas de vapor–líquido, líquido–líquido y líquido–líquido–vapor; tales como: principios básicos de la separación de mezclas, descripción de los diferentes tipos de separadores e internos que lo conforman, y los fundamentos teóricos que rigen el diseño de los mismos, haciendo énfasis en la separación vapor-líquido.

c. CONSIDERACIONES BÁSICAS

d. SEPARADORES FÍSICOS

Prácticamente cada proceso en la industria petrolera requiere de algún tipo de separación de fases. El término separador es aplicado a una gran variedad de equipos usados para separar mezclas de dos o más fases. Estas mezclas pueden estar formadas por: una fase vapor y una líquida; una fase vapor y una sólida; dos fases líquidas inmiscibles (aceite/agua); una fase vapor y dos líquidas o alguna otra combinación de las anteriores.

El diseño apropiado de los separadores es de suma importancia, debido a que estos tipos de recipientes son normalmente los equipos iniciales en muchos procesos. Un diseño inadecuado puede crear un cuello de botella que reduzca la capacidad de producción de la instalación completa.


e. PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN

En el diseño de separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que pueden encontrarse los fluidos y el efecto que sobre éstos puedan tener las diferentes fuerzas o principios físicos.

Los principios fundamentalmente considerados para realizar la separación física de vapor, líquidos o sólidos son: el momentum ó cantidad de movimiento, la fuerza de gravedad y la coalescencia. Toda separación puede emplear uno o más de estos principios, pero siempre las fases de los fluidos deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separación.

1.- Momentum (Cantidad de Movimiento): Fluidos con diferentes densidades tienen diferentes momentum. Si una corriente de dos fases cambian bruscamente de dirección, el fuerte momentum o la gran velocidad adquirida por las fases, no permiten que la partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase liviana, este fenómeno provoca la separación.

2.- Fuerza de Gravedad: Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, cuando la fuerza gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la fuerza de arrastre del fluido de gas sobre la gota. Estas fuerzas definen la velocidad terminal, la cual matemáticamente se presenta usando la ecuación siguiente:

( )´C3

d4V

g

glggt ρ

ρ−ρ= (Ec. 1)

donde:

En unidades SI

En unidades Inglesas

Vt = Velocidad terminal de la gota de Líquido

m/s pies/s

g = Aceleración de la gravedad 9.807 m/s2 32.174 pie/s2

dg =Diámetro de la gota m Pies

ρg = Densidad del gas kg/m3 lb/pie3

ρ l = Densidad del líquido kg/m3 lb/pie3 C´ = Coeficiente de arrastre que depende

del Número de Reynolds Adimensional


Para caso de decantación de una fase pesada líquida discontinua en una fase liviana líquida continua, aplica la ley de Stokes (Ec. 2).

( )µ

ρ−ρ=

18

gdFV LP

2g1

t (Ec.2)

donde: En unidades

SI En unidades

Inglesas Vt = Velocidad terminal de decantación m/s pies/s dg =Diámetro de la gota m pies F1 = Factor cuyo valor depende de las

unidades usadas 1000 1

g = Aceleración de la gravedad 9.807 m/s2 32.174 pie/s2

ρp = Densidad de fase pesada kg/m3 lb/pie3

ρL = Densidad de fase liviana kg/m3 lb/pie3

µ = Viscosidad de la fase continua mPas lb/pie/s

g

gl2c FV

ρρ−ρ

= (Ec. 3)

donde: En unidades

SI En unidades

Inglesas Vc = Velocidad critica m/s pies/s ρ l = Densidad del líquido a condiciones

de operación kg/m3 lb/pie3

ρg = Densidad del vapor a condiciones de operación

kg/m3 lb/pie3

F2 = Factor cuyo valor depende de las unidades usadas

0.048 0.157

3.- Flujo Normal de Vapor: El flujo normal de vapor (o gas), es la cantidad máxima de vapor alimentada a un separador a condiciones típicas de operación (es decir, en ausencia de perturbaciones tales como las que aparecen a consecuencia de inestabilidades del proceso o a pérdidas de la capacidad de condensación aguas arriba del mismo).

Los separadores son altamente efectivos para flujos de vapor del orden de 150% del flujo normal y, por lo tanto, no es necesario considerar un sobrediseño en el dimensionamiento de tales tambores. Si se predicen flujos mayores al 150%,el diseño del tambor debe considerar dicho aumento.


f. EFICIENCIA DE LA SEPARACIÓN

La eficiencia de separación del líquido se define según la Ec.(4).

( )F

CF100E

−= (Ec. 4)

donde: En unidades

SI En unidades

Inglesas

E = Eficiencia de separación, %

F = Flujo del líquido alimentado al tambor

kg/s lb/h

C = Líquido arrastrado hacia la cabecera del tambor

kg/s lb/h

g. INTERNOS

Para ayudar al proceso de separación y/ó impedir problemas de operación aguas abajo del equipo separador, dentro del tambor se incluyen ciertos aparatos, los cuales serán conocidos genéricamente como “Internos”.

Entre los internos más usados se tienen:

– Deflectores / Distribuidores / Ciclones de entrada: Estos aditamentos internos adosados a la(s) boquilla(s) de entrada, se emplean para producir un cambio de cantidad de movimiento o de dirección de flujo de la corriente de entrada, y así producir la primera separación mecánica de las fases, además de generar (en el caso de los distribuidores), un patrón de flujo dentro del recipiente que facilite la separación final de las fases, reduciendo posiblemente el tamaño de la boquilla de entrada y, en cierta medida, las dimensiones del equipo mismo.

– Eliminadores de Niebla: Los eliminadores de niebla son aditamentos para eliminar pequeñas gotas de líquido que no pueden ser separadas por la simple acción de la gravedad en separadores vapor–líquido. Entre los diferentes tipos existentes, destacan las mallas de alambre ó plástico, conocidos popularmente como “demisters” ó “Mallas”

– Rompe vórtices: Están adosados internamente a las boquillas de líquido, y su función es evitar el arrastre de burbujas de vapor/gas en la corriente líquida que deja el tambor.


h. CLASIFICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LOS SEPARADORES

Los separadores pueden clasificarse, según su forma en:

– Separadores cilíndricos

– Separadores esféricos

– Separadores de dos barriles

También los separadores cilíndricos pueden clasificarse según su orientación en:

– Separadores verticales

- Separadores horizontales

Otra clasificación sería de acuerdo a la manera de inducir físicamente la separación:

– Separadores por gravedad (típico separador vertical gas–líquido)

– Separadores por impacto (separadores de filtro)

- Separadores por fuerza centrífuga (separadores centrífugos)

A continuación se hace una breve descripción de algunos de estos tipos de separadores y, en el caso de los separadores más usados (verticales y horizontales), se presentan algunas ventajas y desventajas.

- Separadores Verticales (fig. 1)

En estos equipos, la fase pesada decanta en dirección opuesta al flujo vertical de la fase liviana. Por consiguiente, si la velocidad de flujo de la fase liviana excede levemente la velocidad de decantación de la fase pesada, no se producirá la separación de fases, a menos que esta fase pesada coalesca en una gota más grande. Entre las ventajas y desventajas del separador vertical están:

Ventajas

§ Normalmente empleados cuando la relación gas o vapor–líquido es alta y/o cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas.

§ Mayor facilidad, que un tambor horizontal, para el control del nivel del líquido, y para la instalación física de la instrumentación de control, alarmas e interruptores.

§ Ocupa poco espacio horizontal


§ La capacidad de separación de la fase liviana no se afecta por variaciones en el nivel de la fase pesada.

§ Facilidad en remoción de sólidos acumulados.

Desventajas

§ El manejo de grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de líquido, ó separación líquido–líquido, obliga a tener excesivos tamaños de recipientes, cuando se selecciona esta configuración.

§ Requieren mayor diámetro, que un tambor horizontal, para una capacidad dada de gas.

§ Requieren de mucho espacio vertical para su instalación

§ Fundaciones más costosas cuando se comparan con tambores horizontales equivalentes.

§ Cuando hay formación de espuma, o quiere desgasificarse líquido ya recolectado, se requieren grandes volúmenes de líquido y, por lo tanto, tamaños grandes de tambores verticales.

Como ejemplos de separadores verticales, tenemos:

§ Tambor de succión de compresor: Se requiere una separación líquido–vapor muy eficiente, especialmente para tambores asociados a compresores reciprocantes. Estos tambores KO se diseñan para incluir malla separadora de gotas y, algunas veces, se incluye calentamiento por trazas de la salida vapor para evitar condensación en la línea

§ Tambor de la alimentación al Absorbedor de Gas Ácido: Se requiere una separación líquido–vapor muy eficiente, para evitar la formación de espuma en el absorbedor.

- Separador horizontal (fig. 1 y 3)

En estos equipos, la fase pesada decanta perpendicularmente a la dirección horizontal de flujo de la fase liviana, permitiendo que la fase liviana continua pueda viajar a una velocidad superior a la velocidad de decantación de la fase pesada discontinua (hasta un cierto límite). Entre las ventajas y desventajas de este tipo de separadores están:

Ventajas

§ Normalmente empleados cuando la relación gas ó vapor–líquido es baja.


§ Requieren de poco espacio vertical para su instalación.

§ Fundaciones más económicas que las de un tambor vertical equivalente.

§ Por lo general, son más económicos.

§ Requieren menor diámetro, que un tambor vertical, para una capacidad dada de gas.

§ Manejan grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de líquido, ó separación líquido–líquido, optimizando el volumen de operación requerido.

§ Los volúmenes de retención facilitan la desgasificación de líquido y el manejo de espuma, si se forma.

Desventajas

§ Variaciones de nivel de la fase pesada afectan la separación de la fase liviana.

§ Ocupan mucho espacio horizontal.

§ Difícil remoción de sólidos acumulados (Necesidad de inclinar el recipiente ó añadir internos como tuberías de lavado)

Como ejemplo de separadores horizontales, tenemos:

§ Separadores de producción: (también conocidos como Tambores “Free Water Knock Out” (FWKO)); se requiere de un separación vapor–líquido eficiente, especialmente cuando el gas fluye hacia un compresor. Además la separación del aceite o petróleo de la fase acuosa (Separador líquido–líquido–vapor), debe ser razonablemente buena para evitar sobrecargar los equipos aguas abajo de tratamiento de agua. Muy a menudo, se requiere de inyección de químicos desemulsificantes y rompedores de espuma.

§ Tambores de alivio: .Se requiere de una separación vapor–líquido razonablemente buena, para así evitar arrastre de gotas de material hidrocarburo que arderían en el mechurrio asociado, ya que dichas gotas producirían una excesiva radiación en el mechurrio, además que podrían caer gotas de material ardiendo desde el mechurrio, generando posibles emergencias.

- Separador Centrífugo (Fig. 4.)

Ofrecen un espacio eficiente, pero son muy sensibles a la tasa de flujo y requieren una mayor caída de presión que la configuración estándar de un separador.


- Separador de filtro (Fig. 5.)

Los separadores de filtro usan el principio de aglomeramiento de goticas de líquido en un medio filtrante seguido por un elemento eliminador de niebla.

El aglomeramiento más común y eficiente está compuesto de un medio filtrante tubular de fibra de vidrio, el cual es capaz de retener partículas de líquido hasta tamaños de submicrones. El gas fluye dentro de la parte superior del empaque del filtro, pasa a través de los elementos y luego viaja hacia afuera por medio de los tubos. Las partículas pequeñas secas (si las hay, por arrastres de sólidos ó productos de corrosión), son retenidas en los elementos filtrantes y el líquido se aglutina para formar gotas más grandes.

La eficiencia de un separador de filtro depende mayormente del diseño apropiado del empaque del filtro y que este produzca una caída de presión mínima, mientras retiene una eficiencia de extracción.

Los separadores filtro son utilizados en aplicaciones de alto flujo de gas / bajo flujo de líquido y pueden tener ambas configuraciones horizontal o vertical. Son utilizados comúnmente a la entrada de los compresores en las estaciones compresoras, como un despojador final aguas arriba de la torre contractora de glicol y en aplicaciones de gas de instrumentación / combustible.

i. DESCRIPCIÓN DE LOS INTERNOS DE UN SEPARADOR

Los internos de un separador prestan una gran variedad de funciones, todas con el objetivo de mejorar la separación de las fases y/o garantizar una operación confiable y segura de los equipos aguas abajo. Entre tales funciones están:

§ Separación primaria de las fases: Reducción del momentum de las fases o cambio en la dirección del flujo de las mismas (deflectores, distribuidores de entrada).

§ Reducción en oleaje o salpicaduras: evita o reduce el “re–arrastre” de gotas de líquido por la corriente de vapor o reduce la turbulencia en separaciones líquido–líquido (planchas rompe olas).

§ Coalescencia de gotas muy pequeñas: Para separaciones vapor–líquido, los eliminadores de niebla (mallas de alambre, laberinto de aletas, etc). Para separación líquido–líquido, los platos o esponjas coalescedoras


§ Reducción del arrastre de burbujas de vapor/gas en la salida de líquido: rompe vórtices.

§ Reducción mecánica de formación de espuma: placas rompe espuma.

§ Limpieza interna de recipientes: Cuando se espera una deposición continua de sólidos que no pueden ser fácilmente removibles

§ Reducción del tiempo de decantación: en el caso de separaciones líquido–líquido, se busca reducir el tiempo en que una gota de la fase pesada discontinua alcance la interfase pesada–liviana (placas de decantación).

A continuación se presenta una breve descripción de algunos ejemplos de internos:

1.- Deflectores (Fig 6.)

Los deflectores tienen una gran variedad de formas; pueden ser de placa, ángulo, cono, codo de 90?, o semiesfera. El diseño y forma del deflector depende principalmente del soporte requerido para resistir la carga de impacto a la cual es sometido. Estas fuerzas de impacto pueden llegar a desprender el elemento y ocasionar serios problemas de arrastre. Para efectos prácticos, el tipo de deflector a usar (cuando no se empleen distribuidores) es el codo de 90? .

2.- Distribuidores de entrada (Fig 6.)

Los distribuidores son aditamentos de tubería internamente colocados perpendicularmente a la boquilla de entrada, los cuales tienen ranuras ú orificios, por los cuales salen las dos fases a una baja velocidad. Estos aparatos, además, ayudan a una distribución pareja de las fases en el área disponible de flujo, que favorece la separación de la mismas.

3.- Ciclones (Fig 7.)

Los ciclones funcionan de forma que la separación mecánica se efectúa por la fuerza centrífuga que actúa sobre las partículas al provocar el movimiento giratorio sobre la corriente de alimentación. Para lograr este efecto se coloca una chimenea ciclónica cerca de la boquilla de alimentación. Esta chimenea produce una alta velocidad y una gran caída de presión.

Estos dispositivos producen la separación debido a un cambio en la cantidad angular de movimiento de la corriente bifásica. Estos


elementos tienen forma de ciclón, es decir, un cilindro hueco con aberturas que permiten la entrada de la corriente en forma tangencial. El gas gira en torno al eje del cilindro y abandona la parte superior, mientras que las partículas líquidas por efecto de la diferencia de densidades salen desprendidas de la corriente la fuerza centrífuga aplicada sobre ellas debido a la rotación, golpeando las paredes del elemento y goteando por la parte inferior. Su principal uso se limita a corrientes formadas básicamente por gas o cuando la diferencia de densidad relativa entre las fases es pequeña.

Un aspecto importante respecto a estos eliminadores es que la eficiencia de separación depende mucho de la velocidad del gas y por lo tanto del caudal manejado. Cuando este cae por debajo de los valores recomendados por el fabricante, la eficiencia de separación disminuye drásticamente, por esta razón no son recomendados cuando el flujo de alimentación es variable, como por ejemplo en los separadores de estaciones de flujo. Por otra parte, cuando la velocidad es muy alta se produce abrasión y desgaste excesivo, obligando al cambio frecuente del mismo y generando caídas de presión de hasta 140 pulg de agua.

4.- Eliminador de niebla tipo malla (“Mallas”) (Fig 7.)

Descrito en general como “demister” ó “Malla de Alambre”, consiste en un filtro trenzado de alambre, normalmente de acero inoxidable empacado en forma de esponja cilíndrica, con un espesor entre 3 y 7 pulgadas y densidad entre 10 y 12 lb/pie3. Este elemento retiene las partículas líquidas hasta que adquieren un tamaño suficientemente grande como para que el peso supere tanto la tensión superficial como la acción de arrastre producida por el gas. Posee una de las más altas eficiencias de remoción y es preferido debido a su bajo costo de instalación.

Estos eliminadores tienen la ventaja de que producen una baja caída de presión, y son altamente efectivos si la velocidad del vapor puede mantenerse dentro de un rango apropiado. La desventaja principal respecto a los otros tipos de eliminadores radica en el hecho que el gas es forzado a pasar a través de éstos por los mismos canales por los que el líquido es drenado bajo la influencia de la gravedad, es decir, en el área libre del eliminador existe flujo en dos sentidos. Si no son especificados apropiadamente, puede suceder que:

§ El líquido no pueda abandonar el elemento y se acumule en éste.

§ El flujo de gas sea restringido como consecuencia de esta acumulación.


§ La caída de presión llegue a tal valor que el líquido sea expulsado aguas abajo del separador, ocasionando arrastre.

§ La desventaja con respecto a otros eliminadores de niebla, es que si hay sólidos pegajosos en la corriente de gas ó es un servicio sucio, el sistema es más propenso a obstruirse.

5.- Eliminador de niebla tipo aleta (Fig 7.)

Los eliminadores tipo aleta consisten en un laberinto formado por láminas de metal colocadas paralelamente, con una series de bolsillos recolectores de líquido.

El gas es conducido entre las placas, sometido a sucesivos cambios de dirección, mientras que las partículas líquidas tienden a seguir en línea recta y son atrapadas en los bolsillos del eliminador. Una vez allí, coalescen y son conducidas en dirección perpendicular al flujo de gas hasta el fondo del recipiente. Una característica de este elemento es que el líquido recolectado no es drenado en contracorriente al flujo de gas; en consecuencia la eficiencia de separación con respecto al eliminador tipo malla aumenta considerablemente.

Las ventajas de este eliminador son su alta eficiencia y durabilidad.

Adicionalmente, debido a que se construyen en forma compacta no son propensos a desarmarse.

Las desventajas son su susceptibilidad a taponarse cuando manejan crudos parafinosos o asfalténicos, además su alto costo en relación a los otros tipos de eliminadores.

6.- Rompe – vórtices (Fig. 8.)

Cuando un liquido es drenado de un recipiente, se pueden producir condiciones que originen la formación de un remolino. Este efecto en separadores ocasiona el escape de la fase de vapor por la boquilla de desalojo de líquido, lo cual es indeseable sobre todo desde el punto de vista de seguridad. Para solventar este problema es usual dotar a los recipientes de elementos que obstruyan o dificulten la formación de remolinos.

7.- Placas rompe – espumas (Fig. 8.)

Consiste en una serie de placas paralelas longitudinales direccionadoras del flujo, colocadas en la zona de retención de líquidos de los separadores horizontales.


Estas placas evitan que las burbujas de gas que ascienden a través del líquido colapsen y produzcan la agitación necesaria para formar la espuma.

8.- Rompe – olas (Fig. 8.)

Cuando se tienen separadores horizontales muy largos, se debe evitar la propagación de las ondulaciones y los cambios de nivel en dirección longitudinal que son producidos por la entrada súbita de tapones de líquido dentro del separador. Para eliminar dichas ondulaciones es usual colocar placas en sentido transversal al separador, conocidas como rompe–olas. Dichas placas son de gran utilidad para las labores de control de nivel, evitando medidas erróneas producto del oleaje interno.

9.- Tuberías internas (Fig. 8.)

Cuando se manejan crudos y productos sucios, es recomendable adecuar tanto el separador horizontal como el vertical, con un sistema interno de tuberías que permitan la inyección de agua, vapor o solventes para eliminar las impurezas que se depositan en el equipo durante su operación o para desplazar a los hidrocarburos antes de proceder a la apertura del recipiente, por lo cual estos equipos son muy útiles cuando se efectúan paradas por mantenimiento.

j. Problemas Operacionales Típicos a Tomar en Cuenta en el Diseño

- Formación de espuma

La tendencia a formar espuma de una mezcla vapor–líquido o vapor–líquido–líquido afectará severamente el desempeño del separador.

Generalmente, si se sabe que la espuma es un problema antes de instalar el recipiente, pueden incorporarse deflectores de espuma como el método más económico de eliminar el problema. Sin embargo en algunos casos puede ser necesario resolver un problema en particular, usando soluciones más efectivas como agregar longitud extra al recipiente o usar aditivos químicos. Cualquier información que pueda obtenerse sobre la dispersión de espuma por análisis de laboratorio, antes del diseño del separador es de mucha ayuda. Un caso específico de esta situación son los separadores de Producción (gas–petróleo o gas–petróleo–agua).


- Flujo de avance

Algunas líneas de flujo bifásico muestran la tendencia a un tipo de flujo inestable, de oleaje, que se denomina flujo de avance. Obviamente la presencia del flujo avance requiere incluir placas rompe olas en el separador.

- Materiales pegajosos

Alimentaciones con materiales pegajosos, como es el caso de crudos parafinosos, pueden presentar problemas operativos, debido al ensuciamiento o incrustación de los elementos internos.

- Rompe – olas (Fig. 8.)

Cuando se tienen separadores horizontales muy largos, se debe evitar la propagación de las ondulaciones y los cambios de nivel en dirección longitudinal que son producidos por la entrada súbita de tapones de líquido dentro de separador. Para eliminar dichas ondulaciones es usual colocar placas en sentido transversal al separador, conocidas como rompe–olas. Dichas placas son de gran utilidad para las labores de control de nivel, evitando medidas erróneas producto del oleaje interno

- Tuberías internas (Fig. 8.)

Cuando se manejan crudos y productos sucios, es recomendable adecuar tanto el separador horizontal como el vertical, con un sistema interno de tuberías que permitan la inyección de agua, vapor o solventes para eliminar las impurezas que se depositan en el equipo durante su operación o para desplazar a los hidrocarburos antes de proceder a la apertura del recipiente, por lo cual estos equipos son muy útiles cuando se efectúan paradas por mantenimiento.

- Guía a Seguir para todo Tipo de Separadores

La siguiente metodología es con la finalidad de ser utilizada como una guía general para el diseño de separadores.

Paso 1.– Obtención de la información de proceso (propiedades de las corrientes) y de la función que se espera realizar. De acuerdo a los procedimientos que se presentarán en los documentos siguientes, se requiere obtener la siguiente información:


Información Vapor/gas Líquido(s) General

Densidad X X

Viscosidad X X

Tensión superficial X

Flujo (másico o volumétrico)

X X

Presión de operación X

Temperatura de operación X

Material pegajoso? X

Arrastre de sólidos? X

Variaciones fuertes en el flujo de vapor/gas? X

Variaciones fuertes en el flujo de líquido(s) x

Paso 2.– Definición del tipo de separador y de servicio

Recomendación de Tipo de Separador

Situación Vertical sin Malla

Vertical con Malla

Horizontal sin Malla

Horizontal con Malla

Alta relación Vapor/líquido

Muy recomendable

Muy recomendable

Moderado Moderado

Alto “tumdown” de flujo de gas

Muy recomendable

Muy recomendable

Moderado Moderado

Baja relación vapor/líquido

Moderado Moderado Muy recomendable

Muy recomendable

Alto “tumdown” de flujo líquido


Muy recomendable

Presencia de sólidos,

materiales pegagosos

Recomendable Moderado: considerar internos

especiales

Moderado: Considerar

internos especiales/ inclinación

Moderado: Considerar

internos especiales/ inclinación

Separación líquido-líquido

solamente

No recomendable

No recomendable

Recomendable No aplica

Separación líquido-líquido-

vapor


Muy recomendable

Limitaciones en área de planta

Recomendable Recomendable No recomendable

No recomendable

Limitaciones en espacio vertical

o altura

No recomendable

No recomendable

Recomendable Recomendable


Paso 3.– Localización de los criterios de diseño típicos para el servicio en cuestión, criterios y consideraciones adicionales y la configuración del tambor:

Paso 4.– Dimensionamiento del tambor a través del calculo de:

• Velocidad crítica del vapor

• Área de flujo de vapor requerida disponible

• Relación L/D

• Volumen de retención de líquido en el tambor

• Niveles bajo–bajo, bajo, alto, alto–alto del líquido, cuando se trate de separadores vapor líquido. Para separación vapor–líquido–líquido, añadir nive l bajo y nivel alto de interfase.

• Diseño/especificación de Internos que afecten el diseño de Proceso del recipiente

• –Volumen del tambor

Paso 5.– Definición y dimensionamiento de las boquillas de entrada y de salida

Paso 6.– Especificación de los internos faltantes del separador

Paso 7.– Cálculo de la caída de presión del equipo: como la suma de la caída de presión de la boquilla de entrada, de salida de gas y de los internos (cuando aplique)

k. Nomenclatura

En unidades SI

En unidades Inglesas

C = Líquido arrastrado hacia la cabecera del tambor

kg/s lb/s

C´ = Coeficiente de arrastre que depende del Número de Reynolds.

Adimensional

dg = Diámetro de gota. m pie

E = Eficiencia de separación, %

F = Flujo de líquido alimentado al tambor. kg/s lb/s

F1 = Factor cuyo valor depende de las unidades usadas (Ec. 2)

1000 1

F2 = Factor cuyo valor depende de las unidades usadas (Ec. 3).

0.048 0.157


g = Aceleración debido a la gravedad 0.807m/s2 32.174 pie/s2

Vc = Velocidad crítica m/s pie/s

Vt = Velocidad terminal de la gota del líquido, velocidad terminal de decantación.

m/s pie/s

µ = Viscosidad de la fase continua mPas/s lb/pie/s

ρg = Densidad del gas kg/m3 lb/pie3

ρ l = Densidad del líquido kg/m3 lb/pie3

ρp = Densidad de la fase pesada kg/m3 lb/pie3

ρL = Densidad de la fase liviana kg/m3 lb/pie3

l. APENDICE

Figura 1 Separadores gas–liquido

Figura 2 Separador vertical

Figura 3 Separador horizontal

Figura 4 Separador centrifugo

Figura 5 Separador filtro

Figura 6 Tipos de deflectores y distribuidores

Figura 7 Tipos de eliminadores de niebla

Figura 8 Otros internos


Fig. 1 Separadores de Gas-Líquido


Fig. 2. Separador Vertical

NAAL: NIVEL ALTO-ALTO DE LÍQUIDO

NAL : NIVEL ALTO DE LÍQUIDO

NBL : NIVEL BAJO DE LÍQUIDO

NBBL: NIVEL BAJO-BAJO DE LÍQUIDO


Fig. 3. Separador Horizontal


Fig. 4. Separador Centrífugo


Fig. 5 Separador Filtro


Fig. 6. Tipos de deflectores y distribuidores


Fig. 7. Tipos de Eliminadores de Niebla


Fig. 8. Otros Internos


3.- TIPOS DE SEPARADORES

Los separadores pueden clasificarse en la forma siguiente:

a.- SEPARADORES VERTICALES BIFÁSICOS

- Aplicación

Historicamente, los separadores verticales han sido el equipo estandar para la mayor parte de los campos productores petroleros. Ellos son los mas utilizados, entre otras cosas, por las limitaciones de espacio existentes, especialmente en las plataformas costafuera. En general los separadores verticales son utilizados en rangos gas-petróleo bajos, siendo además su costo inferior al de otros tipos.

- Internos, diseño y operación

La mezcla de petróleo y gas entra al separador mediante una boquilla situada aproximadamente a la mitad vertical del mismo y diseñada de tal forma que le imprime un movimiento de remolino a la corriente, especialmente debido a un deflector interno. Las fuerzas centrífugas envian las partículas de petróleo, mas pesadas que el gas, al perímetro del recipiente y las fuerzas gravitacionales se encargan de llevarlo al fondo de la cámara. El gas sube y pasa a traves de otro deflector, donde las restantes partículas de petróleo son centrífugadas, cayendo por gravedad. El petróleo remanente en el gas queda en forma de neblina, la cual es extraída en el tope mediante un domo perforado denominado extractor de neblina. El gas abandona el recipiente por el tope y una válvula automática regula la presión interna del separador.

El nivel de líquido es mantenido mediante un flotador, el cual regula la salida del petróleo mediante una válvula también automática.

b.- SEPARADORES HORIZONTALES

- Aplicación

Los separadores horizontales son usados para altas relaciones gas líquido o grandes cantidades de gas en solución con el petróleo. En ellos la superficie del petróleo acumulado es mayor que en los verticales y por lo tanto pueden liberar mayor cantidad de gas.

- Internos diseño y operación


En el diseño de un separador horizontal de un solo barril o cilindro, los fluidos producidos entran al separador y golpean un deflector inclinado, el cual separa parcialmente el gas del petróleo, dirigiendo el líquido hacia abajo y el gas hacia la parte superior. A continuación el gas húmedo pasa a través de una malla perforada. En este momento, sobre la superficie de esta malla, pequeñas partículas de petróleo, por coalescencia se convierten en gotas mas grandes, las cuales caen por gravedad en el fondo del recipiente, mientras que el gas seco, conteniendo aún algo de neblina, pasa a través de un dispositivo de placas paralelas, el cual actúa como extractor de niebla. Finalmente el gas seco sale por la parte superior y el petróleo, conjuntamente con su destilado sale a través de un drenaje tipo sifón.

También existen los separadores horizontales con doble barril, los cuales son mucho mas eficiente que los de simple barril y manejan mayores cantidades de gas y líquido, pero su costo limita su uso.

Otros separadores horizontales para aplicaciones especiales permiten manejar arena y filtrar la corriente de fluidos, los cuales pueden observarse en los gráficos anexos.

c.- SEPARADORES HORIZONTALES TRIFASICOS

Se utilizan en pozos produciendo cantidades moderadas de agua y su función, adicional a laseparaciòn antes mencionada, es que separa el agua del petróleo. Este tipo de separación es aplicable, cuando las caídas de presión a través de los estranguladores no emulsionan el agua.

La separación del gas se realiza por lo métodos ya descritos. La separación del agua y el petróleo ocurren por gravedad diferencial, inicialmente en una cámara con salidas individuales de petróleo y agua. También pueden llevar dispositivos adicionales, en el tope, para completar y optimar laseparaciòn gas petróleo, denomianada bota de gas y en el fondo, para el drenaje de agua, denominado bota de líquido.Las descargas de petróleo y el agua son controladas por flotadores también individuales.


Fig. 1. SEPARADOR HORIZONTAL DE DOS FASES

d.- SEPARADORES ESFERICOS

Los separadores esféricos son relativamente baratos y su uso está limitado a aplicaciones especiales. Son compactos y fácilmente pueden ser montados sobre “skid” para utilizarlos como separadores portátiles para pozos de baja producción. Su forma es excelente para condiciones dealta presión y bajos volúmenes.

Estos separadores están disponibles en diámetros desde 24 hasta 60 pulgadas y presiones de trabajo hasta 6000 psi. Los fluidos entran al recipiente, golpeando a un deflector esférico lo cual obliga a caer a los líquidos al fondo del envase. El gas sube y a través de un elemento depurador (“scrubber”), se separan las últimas gotas líquidas.


Fig. 2 SEPARADORES ESFÉRICOS

e.- SEPARADORES PORTÁTILES

El costo de instalar baterías de separadores en campos o estaciones diferentes, muchas veces no se justifica. Esto es especialmente verdadero en campos o pozos de muy baja producción, en los cuales no se requieren pruebas de producción frecuentes o en campos o pozos exploratorios. Conexiones apropiadas permiten instalar separadores portátiles en las diferentes líneas de flujo.


Fig. 3. SEPARADORES PORTÁTIL

Tipo Vertical Tipo Horizontal

f.- DERIVACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE FLUIDOS EN SEPARADORES TRIFASICOS

332211 hhh ρ=ρ+ρ (1)

=ρ Gravedad específica del fluido

=321 h,h,h Niveles de la emulsión y del agua

=.H.W Diferencia de nivel entre el crudo y agua

K.H.Whhh 321 =+=+ (constante)

32 ρ=ρ (agua)

( )( ) ( )( )021 W&BS%1W&BS% ρ−+ρ=ρ

y,

( )23211 hhh −ρ=ρ (2)

12 hkh −= .H.WKh3 −= (3)

Sustituir (3) en (2), entonces:

197B


2

11

1

.H.Wh

ρρ

−= (4)

- Flujo Laminar (Ley de Stoke)

( )µ

ρ−ρ=

18

DV gL

2p

t

=tV Velocidad terminal de la partícula, pies/sec

=g Aceleración de la gravedad, 2.32 pies/seg2

=pD Diámetro de la partícula, pies

=ρL Densidad del líquido, lb/pies3

=ρg Densidad del gas, lb/pies

=µ Viscosidad, lb/pies-seg

- Flujo No Laminar 2/"1

g

gLCA KV

ρ

ρ−ρ=

=AV Velocidad del gas permisible a través del separador, pies/seg

=CK Constante empírica, constante de velocidad, o coeficiente de separación

Valores de “K”

( ) 2/1pies,separadordellongitud16.0 × --- separador horizontal de 20’ de largo

17.0 --- con placas paralelas

35.0 --- separador vertical

35.0 --- malla de alambre en sep. vert.

167.0 --- centro deflector extractor


- Malla de Alambre Común

Cojinete – de 4 a 8 pulgadas de grueso

Densidad – 9 lb/pies3

011.0 pulgadas O.D. de alambres de acero inoxidable

85 pies2 área de alambrado por pies3

- Eficiencia de Malla

Sep. Vert.: )21.0omedio(Pr35.0a06.0K =

Sep. Hor.: )45.0omedio(Pr50.0a40.0K =

Tomado de B.J. Warner & Frank Scauzillo

(Mobil)

publicado en 1963 Proceedings

of

Gas Conditioning Conference

of

University of Oklahoma


TAMAÑOS ESTÁNDAR DE SEPARADORES

LONGITUD (pies)

O.D.

(pulgadas)

5 7 ½

10

12 ½

15

20

25

30

35

40

45

50

60

75

12 ¾

16

20

24

30

36

42

48

54

60

66

72

78

84

96

108

120

144

168

- Condiciones de Operación

1. Aplicación y tipo de separador

2. Presión

3. Temperatura

4. Tasa de gas & gρ

5. Tasa de crudo & ,00 , µρ tendencia a formar espuma


6. Tasa de agua & Wρ

7. Impurezas

- Condiciones de Diseño

1. Tiempo de retención

2. Presión

3. Temperatura

4. Corrosión permisible

5. Materiales especiales

6. Tamaños de línea especificados

7. Cubiertas especiales

8. Accesorios

9. Códigos o regulaciones

g.- DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES VERTICALES

1. Determinar la tasa de flujo de gas existente en el recipiente.

2. Determinar la velocidad permisible de gas en el recipiente.

3. Dividir la tasa de flujo existente entre la velocidad permisible con el fin de obtener el área de la sección transversal del recipiente.

4. Determinar el diámetro requerido para dar el área de la sección transversal.

5. Determinar la longitud del separador.

- EJEMPLO (Separador Vertical)

Diámetro del recipiente 39= pulgadas

La tasa de crudo es 120 gpm, y se requiere un minuto de tiempo de estadía del líquido.

Encontrar la altura total del recipiente.

Solución:

Sección de vapor∗ 78392 =×= pulgadas

∗ “Regla-del-dedo pulgar”. La longitud de la sección de gas es dos veces el diámetro.


Volumen de sección del líquido = (tasa de flujo del líquido)×(tiempo de estadía)

Un separador de 39 pulgadas de diámetro tendrá una capacidad de líquido de 60 gal/pie. (véase tabla 1)

Altura de la sección de líquido 2pie/gal60

gal120== pies o 24 pulgadas.

Altura total del separador:

Sección de vapor 78= pulgadas

Sección de líquido 24= pulgadas

102= pulgadas

u 8 ½ pies

Tiempo de Retención

tV

1140W =

=w Capacidad de líquido BBL/día

=v Volumen de líquido retenido, BBL

=t Tiempo de retención, minutos


Tabla 1

VOLUMEN DE LÍQUIDO RETENIDO EN RECIPIENTES CILÍNDRICOS

Unidades métricas Unidades Inglesas Capacidad Líquida Separador

día, cm Capacidad

Líquida Litros por cm

Separador día, pulgadas

Bbl por pies Gal por pies

10 .1 12 .15 6

20 .3 14 .20 8

30 .7 16 .25 11

40 1.3 18 .30 13

50 2.0 20 .4 16

60 2.8 22 .5 20

70 3.8 24 .6 24

80 5.0 26 .7 28

90 6.4 28 .8 32

100 7.9 30 .9 37

110 9.5 33 1.0 45

120 11.3 36 1.3 53

130 13.3 39 1.5 60

140 15.4 42 1.7 70

150 17.7 45 2.0 80

160 20.1 48 2.2 90

170 22.7 54 2.8 120

180 25.4 60 3.5 150

190 28.3 66 4.2 180

200 31.4 72 5.0 210

210 34.6 78 6.0 250

220 38.0 84 6.9 290

230 41.5 90 7.9 330

240 45.2 96 9.0 380

250 49.1


h.- Diseño del Separador Horizontal

1. Determinar el área de sección transversal requerida en la sección de separación de gas.

2. Determinar el área de sección transversal requerida para el tiempo de retención de líquido.

3. Agregar las dos áreas juntas para obtener el área de sección transversal total, y determinar el diámetro.

4. Multiplicar el diámetro por 4 para obtener la longitud. (aproximar)


- EJEMPLO (Separador Horizontal)

Un separador horizontal tiene una tasa de flujo de gas de 50 MMCFD a 800 psi, y su gravedad específica es de 40°API. La tasa de flujo de crudo es de 3 Bbl/min. El tiempo de estadía es de 1 minuto.

SOLUCIÓN:

Área de separación de vapor requerida 5= pies2 (véase grafica)

Vol. líquido en el separador = (volumen/min)×(tiempo de estadía)

( ) ( ) 3min1min/bbl3 =×= bbl

Diámetro del sep. 34= pulgadas (véase gráfico)

Usar diámetro estándar 36= pulgadas

Longitud del

separador pies12óadaslgpu144364diámetro4 =×=×=

El tamaño del separador requerido es – 36 pulgadas de diámetro y 12 pies de longitud.

UNA APROXIMACIÓN AL DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR (De C-E Natco)

INFORMACIÓN REQUERIDA O ASUMIDA

gasdía/MMSCFQG =

crudoD/BQO =

aguaD/BQW =

psigoperacióndepresiónPO =

psigdiseñodepresiónPD =

FoperacióndeatemperaturTG °=

gas.esp.gravGG =

crudo.esp.gravGO =

agua.esp.gravGw = líquidoderetencióndeutosminN =


permisiblecorrosiónCA = de las Tablas B-W-R (o calcular de la ley de gas)

=Y pies3 de gas existentes a condiciones de operación por 1000 pies3 estándar de gas

=ρG densidad del gas, lbs/pies3 a condiciones de operación

De la Tabla de Densidad de Líquido

=ρL densidad de crudo, lbs/pies3

ó, =ρL 62.4×G0 (despreciando la compresibilidad del gas)

Leyes de los Gases

ZnRTPV =

tetanconsZnRT

PV=

2condicionZnRT

PV1condición

ZnRTPV

=

( ) 'C

'R

'C

'R

'R

'R TTTPPPT,PfZ ===

(1)Calcular los pies3/seg de gas existentes @ condiciones de operación:

( ) ( ) ( )MSCFpies

Y1000seg86400

1QQ

3

GGA ×××=

seg/pies4.86YQ

Q 3GGA

×=

=GAQ pies3/seg existentes

=GQ MMSCF/D

=Y ACF/MSCF de las tablas BWR

(2) Calcular los pies3 de volumen del separador requeridos para el tiempo de retención de líquido:

D/BQQD/BQ WQL +=

( ) ( ) min1440

1pies615.5Qmin/piesQ 3

L3

LA ××=


( )46.256

Q1440

615.5Qmin/piesQ L

L3

LA =×=

( ) NpiesQpiesQ 3LA

3LV ×=

( ) NQpiesQ LA3

LV ×=

( ) ( ) 3W0LV pies

46.256NQQ

Q×+

=

=LVQ pies3 de volumen requeridos en el separador

=OQ B/D crudo

=WQ B/D agua

=N min. de tiempo de retención

(3) Calcular la velocidad permisible del gas en pies/seg:

Fórmula Básica G

GLA CV

ρρ−ρ

×= pies/seg

=C constante de velocidad, diferente para distintos separadores

=ρL densidad del líquido, lbs/pies3

=ρG densidad del gas, lbs/pies3 @ condiciones de operación

165.0C = para separadores verticales con defelector extractor centrífugo

330.0C = para separadores verticales con extractor de malla de alambre

PARA RECIPIENTES VERTICALES:

L17.0C ×= =L Longitud, pies

Para:

5’ 380.C =

7½’ 466.C =

10’ 538.C =

12½’ 601.C =

15’ 658.C =

20’ 760.C =


EJEMPLO

Para un sep arador de 10’, la fórmula es ( )G

GLA 538.V

ρρ−ρ

×=

(4) Calcular el área de sección transversal (ST) del recipiente requerida para el gas:

Básica VAQ ×=

VQ

A =

A

GA

VQ

AG =

pies3/Seg=pies2×pies/seg

=GAQ pies3/seg existentes

=AV velocidad de gas permisible, pies/seg

=GA área para el gas pies2

(5) Decida si usa separador vertical u horizontal y si hay o no espuma

Si para hay espuma, usar de ¼ a ½ de velocidad del gas permisible.

PARA RECIPIENTES HORIZONTALES

(A) Calcular el área de ST para el gasVAQ

A GAG ==

(B) Calcular el área de ST para líquidos, L

QA LV

L =

=LVQ pies3 de volumen requerido para líquido

(C) =L pies de longitud del recipiente

LGM AAA += pies2


En recipientes más grandes, es OK para 2 Ø si ''

L 86H −≅

Para 3Ø si ''L 1210H −≅

Porciones más grandes de área de sección transversal (ST) del recipiente para el gas

El área para el líquido probablemente no debería exceder los 2/3 de área de ST del recipiente

(D) Si el líquido es pequeño o muy grande con respecto al área del gas, seleccione el área de ST mínima total, razonablemente. Probar el recipiente más largo para reducir el área de líquido requerida, etc.

(E) Usando la tabla de área de ST apropiada, seleccionar el recipiente OD adecuado.


CAPACIDAD DEL SEPARADOR

Separador Vertical

Volumen de crudo, hd4

V 2π=

La capacidad evaluada de crudo qr, puede ser tomada como ½ de la capacidad existente, para tomar en consideración los flujos de dirección normal.

tV

128q;thd

5.100q r

2

r ==

donde:

=rq capacidad de crudo evaluada, bbl/día

=v volumen de crudo, cu. pie

=t tiempo de retención de líquido, min.

=d I.D. del separador, pies

=h altura de la columna de crudo encima del punto más bajo de la salida de crudo, pies

Longitud del caparazón, pies

h, pies

5 2.5

10 3.25

15 4.25 2/1

g

gOsc

sc

2

sc 460T460T

PP

ZCd824,67

q

ρ

ρ−ρ

++

=

qsc= = capacidad de gas, SCFD


Velocidad permisible de gas, pies/seg2/1

g

gOaV

ρ

ρ−ρ==

Volumen de gas a condiciones de operación=QgA

PTZQ3273.0

Q scsc =

donde:

=scQ MMSCFD

=Z factor de compresibilidad

=T temperatura de operación, ºR

=P presión de operación, psia

área del extractor de neblina, a

gs V

AQA = pies2 (o área del separador)

diámetro del separador ss A53.13d == , pulgadas

SEPARADOR HORIZONTAL DE TUBO SENCILLO

Ld4

V 2π= =L Longitud, pies

tV

128qr = ó tLd

24.50q2

r =

SEPARADOR HORIZONTAL DE TUBO DOBLE

Ld4

V 2π= =L Longitud, pies

tV

128qr = ó tLd

5.100q2

r =

SEPARADOR ESFÉRICO

2d

d2618.0V 3=


tV

128qr = ó 2d

td

51.33q3

r =

4.- MÉTODOS PARA DETERMINAR PRESIÓN “ÓPTIMA” EN PROCESOS DE SEPARACION DE DOS (2) ETAPAS.

1. “Flash” o cálculos de estabilidad

2. Método de Whinery-Campbell

3. Método de razón de presión

4. Manual

5. Otros

a.- MÉTODO DE RAZÓN DE PRESIÓN

( ) n/1si PPR =

=R razón de presión =iP presión de primera etapa del separador, psia

=sP presión del tanque de almacenamiento

=n número de etapas del separador (sin contar el tanque de almacenamiento)

21 RPP =

32 RPP =

43 RPP = ... ETC.


b.- CÁLCULOS DE BALANCE DE FASE

Relaciones básicas

nnn XYk = (1)

( )VLZVL nnn +=+

LXL nn =

VYV nn =

0.1XXXX n21n =+++=∑ LLLL

0.1YYYY n21n =+++=∑ LLLL

0.1ZZZZ n21n =+++=∑ LLLL

n21n LLLLL +++== ∑ LLLL

n21n VVVVV +++== ∑ LLLL

Nomenclatura

=nZ fracción molecular de la componente “n” en la mezcla total

=L moles totales de la fase líquida

=V moles totales de la fase de vapor

=nY fracción molecular de la componente “n” en la fase de vapor

=nX fracción molecular de la componente “n” en la fase líquida

=nL moles de la componente “n” en la fase líquida

=nV moles de la componente “n” en la fase de vapor

=+ nn VL moles de la componente “n” en la mezcla total (alimentación)

=+ VL moles de la mezcla total (alimentación)


1.- Ecuaciones de Funcionamiento

Para L/V>1

( )( )∑∑ +

==VLKKZ100

VVn

nnn (2)

V100L −= (2a)

( ) ( ) ( )2a2VL = (2b)

ENTONCES, CONOCIENDO (L/V):

( )( ) VVV

VLKKZ100

Y nn

nnn =÷

+

= (2c)

( ) nnn VZ100L −+ (2d)

∑= nnn LLX (por ecuación 2d) (2e)

Para L/V<1

( )( )( )∑ ∑ +

=VLK

V/LZ100LL

n

nn (3)

L100V −= (3a)

( ) ( ) a33VL = (3b)

ENTONCES, CONOCIENDO (L/V):

( )( )( ) LL

VLKVLZ100

X nn

nn ÷

+

= (3c)

( ) nnn LZ100V −= (3d)

∑= nnn VVY (por ecuación 3d) (3e)


Primer tanteo de L/V

Aproximadamente ( )

1

HLL

H

KZZ

Z

ZVL

+−

=

Sub “L” se refiere a metano plus no hidrocarburos

Sub “H” se refiere a hexanos y heptanos plus

K1 =valor de K para metano a T & P

Para separación de tanques almacenadores de líquido separador, se obtienen mejores resultados si ZL incluye también etano.

Si se dan las composiciones del separador de gas y líquido para una condición en particular, pero no se da L/V, la razón L/V puede ser calculada por:

nn

nn

ZXYZ

VL

−−

=

Donde n es cualquier componente, pero puede resultar una mejor precisión si se usa metano o C7+.

2.- Prueba para Dos Fases

∑ > 0.1KZ nn

Ambas deben ser >1.0 para que existan dos fases

0.1KZ nn >∑

∑ nnKZ ∑ nn KZ Condición de una fase

1.0 1.0 --al punto crítico

1.0 >1.0 Líquido--al punto de burbujeo

>1.0 1.0 Líquido--al punto de rocío

<1.0 >1.0 Líquido--encima del punto de burbujeo

>1.0 <1.0 Vapor--debajo del punto de rocío


Cálculo de Ejemplo de Separación de Dos Etapas

=1N número de moles entrando en la primera etapa

=2N número de moles entrando en la segunda etapa

=3N número de moles entrando en el tanque de almacenamiento

=1L fracción de N

=2L fracción de N

=STL fracción de N

NST


=1V fracción de N1

=2V fracción de N2

=3V fracción de N3

=1gN número de moles de gas fuera del primer separador

=2gN número de moles de gas fuera del segundo separador

=gSTN número de moles de gas fuera del tanque de almacenamiento

Nst = número de moles de líquido fuera del tanque de almacenamiento

112 NLN =

NLLNLN 21223 ==

121ST3STST NLLLNLN ==

entaciónlimademol.T.Slíquidodemoles

LLLNN

21ST1

ST ==∴

111g NVN =

121333.T.gS

112222g

NLLVNVN

NLVNVN

==

==

Permitir que

2131211

gT

gST2g1ggT

LLVLvvfeedmol

libresgasdemolesN

N

NNNfueragasdetotalesmolesN

++==

++==

Para el caso general:

[ ]

ST321

1i21i213121

LLLLfeedmol

.T.Slíquidodemoles

LLLVLLVLVVfeedmol

libresgasdemoles

L

LL

=

++++= −


Problema de Clase #1

Un separador vertical tiene un diámetro interior de 24 pulgadas, una altura de 10 pies y opera a una presión de 400 psia (factor de compresibilidad=0.909) y 60ºF. La gravedad del crudo es de 35ºAPI; la gravedad del gas es de 0.70 y el coeficiente de separación es de 0.167. La capacidad del líquido es de 1307 barriles por día, y el tiempo de retención del líquido es un minuto.

Determinar la capacidad del gas del separador en MMSCFD.


Determinar el diámetro interno mínimo, en pulgadas de un separador horizontal de tubo simple para manejar 70 MMSCFD de un gas de gravedad específica 0.64. La longitud del separador es de 10 pies. Las condiciones de operación son 775 psia y 90ºF (factor de compresibilidad=0.881). La gravedad del líquido es de 10º API a 60ºF. Asumir que el separador estará lleno de líquido hasta la mitad. La espuma no es problema.

También determinar la capacidad del crudo en barriles por día, si es estimada a la mitad de la capacidad de crudo existente. Asumir que el tiempo de retención de líquido es de un minuto.

Solución de Problema de Clase #1

( )( )( )( )( )

3L

g

gLA

crudo

3g

PIES/LB4.6285.0

CV

85.0355.131

5.141API5.131

5.141.G.S

pies/LB599.152073.10909.097.2870.0400

ZRTPM

×=ρ

ρ

ρ−ρ=

=+

=°+

=

=×

==ρ


( ) 222g

A

PIES1416.624

D4

A

SEG/PIES947.0599.1

599.103.53167.0V

=π

=π

=

=−

=

.OPER.COND)2(

STD.COND)1(QUEPERMITIRRTZQP

RTZQP

existentesSEG/PIES975.2947.01416.6VAQ

22

22

11

11

3AGgA

=

==

=×=×=

( )( )( )( )( )( )( )

MMSCFD694.7Qó

DÍA/SCF10694.7DÍASEG

400,86SEG

PIES06.89Qó

.std.condaSEG/PIES06.89520909.07.14

5200.1975.2400Q

RTZPRTZQP

Q

g

63

g

3g

221

11221

=

×=×=

==

=

Solución Problema de Clase #2

( )( )( )( )( )( )

( )dadoMMSCFD70Q

operacióndescondicioneaPIES/LB764.2

9046073.10881.097.2864.0775

ZRTPM

PIES/LB4.624.620.1

0.110º5.131

5.141delíquido.SG

g

3g

g

3L

=

=ρ

+==ρ

=×=ρ

=+

=

( )( )( )( )( )( )

( )

operaciónde.condaMMCFD2372.1Q

MMSCFD707755200.1

550881.07.14Q

PTZTZP

Q,entonces

ZRTPQ

ZRTPQ

gA

gASCSC

AASCgA

EXISTENTES.STD

=

=

=

=


( )1000PTZTZP

Y

ó

.operde.condaSEG/PIES32.14Q

SEG400,86DÍA

DÍAPIES

102372.1Q,ó

ASCSC

AASC

3gA

36

gA

=

=

×=

( )( )( )( )( )( ) ( )

538.01017.0L17.0C

CV

SEG/PIES32.144.86675.1770

4.86

YQQ,Entonces

675.17Y

10005207750.1

550881.07.14Y

/"1

g

gLA

3ggA

===

ρ

ρ−ρ=

=×

=×

=

=

=

2g

3

A

gAg

A

2/1

A

PIES73.5A

SEG/PIES499.2SEG/PIES32.14

VQ

A

SEG/PIES499.2V764.2

764.24.62538.0V

=

==

=

−

=


( )

( )

( )

( ) ( )( )

( )

DÍA/BBL7341Q

,entonces

BBL682,142/1q2/1QevaluadaCapacidad

existenteCapacidadDÍA/BBL682,14DÍA

min1440PIES62.5

BBLmin0.1PIES3.57

q

,entoncesPIES3.57

PIES10PIES46.112/1LongitudÁreade21LíquidodeVolumen

retencióndeTiempolíquidodeVolumen

q

NQ

qóNqQ

TasaLíquidodeCapacidadq:quePermitir

pies10adaslgpu48:esmínimoESTÁNDARtamañoEl

adaslgpu84.45pies

adaslgpu12PIES82.3d

ó

46.114A4d

:es.D.Imínimoel,maneraestaDe

PIES46.1173.52A2A

,mitadlahastalíquidodellenoestáquePuesto

r

r

3

3

3

2

LVLV

/"12/1M

2gM

=

===

=

=

=

=×=

=

=×=

==

×

=

=

π=

π=

===

Problemas de Clase #3

Un separador horizontal de tubo simple tiene un diámetro de 36 pulgadas y 15 pies de largo. Las condiciones de operación son 400 psia y 60ºF (Z=0.909). La gravedad del crudo es de 0.825, y la gravedad del gas es de 0.70. No existe problema de espuma. Determine lo siguiente:

1. ¿Cuál es la capacidad de crudo evaluada si el separador is to be operado lleno hasta la mitad y si la capacidad de crudo evaluada es la mitad de la capacidad existente? Asuma un tiempo de retención de 2 minutos.


2. ¿Cuál es la capacidad de gas del separador en MMSCFD?

Problemas de Clase #4

El fluido del pozo de un grupo de pozos puestos en producción, será procesado a través de tres separadores y luego dentro de un tanque de almacenamiento. El gas del primer separador será incorporado dentro de un sistema de recolección de gas operando a 50 bars. No se dispone de ningún equipo de compresión. El tanque de almacenamiento opera a un bar.

Conociendo solo esta información, ¿a qué presión, en bars, operaría usted cada uno de los tres separadores?

Solución Problemas de Clase #3

Parte 1.

( ) ( )

( )( )

( )( ) ( )DÍA/BBL3391

215324.50

tLd

24.50q

,ó

DÍA/BBL3398DÍA

min1440min0.2BBL72.4

evaluadacrudodeCapacidad

BBL72.4BBLPIES62.5

PIES51.26

,óPIES51.2602.532/1Existente.Voldel2/1evaluadocrudodeVolumen

PIES02.5303.1062/1.Sepdel.Voldel2/1existentecrudodeVolumen

PIES03.1061534

Ld4

separadordelVolumen

22

r

3

3

3

3

322

===

=×=

=

===

===

=π

=π

=

Parte 2

2/1

g

gL.c.s

.c.s

2

.c.s TT

PP

ZCd824,67

q

ρ

ρ−ρ×××=


a. Encontrar d

( )

( ).EquivPIES121.2

4534.3d

PIES534.334

2/1Ade2/1A

2/1

g

22Mg

=

π=

=

π==

b. Encontrar C:

( ) 6584.01517.0L17.0C 2/1 ===

c. Encontrar Lρ :

( ) 3L PIES/LB48.514.62825.0 ==ρ

d. Encontrar gρ :

( )( )( )( )( )

3g

g

PIES/LB6.1

52073.10909.097.2870.0400

ZRTPM

=ρ

×==ρ

De esta manera,

( )( )( )

MMSCFD58.33q6.1

6.184.51520520

7.14400

909.0121.26584.0824,67

q

.c.s

2/12

.c.s

=

−

×××=


( ) ( )

( )( )Bars50Py

Bars684.31684.3RPPó

Bars683.3684.357.13

PRPP

Bars57.13684.350

PRPP

684.3150PPR

3etapasde.noN

1

.T.S3

332

221

3/1N/1si

=

===

==∴=

==∴=

===

==


PSIA51.14Bar0.1P

PSIA4.53Bars683.3PPSIA197Bars57.13P

PSIA5.725Bars50P,maneraestaDe

.T.S

3

2

1

==

====

==


Determine el Estado de Fase del siguiente fluido a 40 bars y 144ºC.

COMPONENTE Zi

MOL (POR CIENTO) Ki

A 40 BARS & 144ºC CO2 1.25 4.45 H2S 0.50 2.58 C1 21.36 6.69 C2 36.78 2.96 C3 10.21 1.61 iC4 6.38 1.02 nC4 9.84 0.86 iC5 2.63 0.61 nC5 4.01 0.53 C6 3.90 0.30 C7+ 3.14 0.089

100.00


Un sistema de hidrocarburo tiene la siguiente composición. Se propone separar a 200 psia y 100ºF. Determine si esto es factible. Demuestre cómo obtuvo su respuesta.

COMPONENTE FRACCIÓN DE MOL Ki

A 200 PSIA & 100ºF

C1 0.15 14.1

C2 0.05 2.78

C3 0.25 0.97

iC4 0.05 0.46

nC4 0.15 0.35

nC5 0.25 0.116

nC6 0.10 0.041



COMPONENTE Zi Ki ZiKi ZiKi

CO2 0.0125 4.45 0.05563 0.00281

H2S 0.0050 2.58 0.01290 0.00194

C1 0.2136 6.69 1.43898 0.03193

C2 0.3678 2.96 0.12426

C3 0.1021 1.61 0.06342

iC4 0.0638 1.02 0.06255

nC4 0.0984 0.86 0.11442

iC5 0.0263 0.61 0.04311

nC5 0.0401 0.53 0.07566

C6 0.0390 0.30 0.13000

CF+ 0.0314 0.089

0.35281

1.0000 ∑ > 0.1 1.00291

Para ∑ > 0.1KZ ii y ∑ = 0.1K/Z ii , es la fase de vapor al punto de rocío.

Solución Problemas de Clase #6

COMPONENTE Zi Ki ZiKi Zi/Ki

C1 0.15 14.1 2.115

C2 0.05 2.78

C3 0.25 0.91

iC4 0.05 0.46

nC4 0.15 0.35

nC5 0.25 0.116

nC6 0.10 0.041

2.439

1.00 ∑ > 0.1 ∑ > 0.1

Dado que ∑ > 0.1KZ ii y ∑ > 0.1K/Z ii , entonces existen dos fases a 200

PSIA y 100ºF. De esta manera, la separación es factible.



Un fluido de pozo es pasado a través de dos separadores y luego hacia un tanque de almacenamiento. Los resultados de cálculos flash dieron los siguientes resultados:

1era etapa (500 psia & 120ºF): L1=0.582

2da etapa (65 psia & 120ºF): L2=0.844

Tanque de almacenamiento (14.7 psia & 120º): LST=0.9468

La gravedad del crudo del tanque de almacenamiento fue de 36º API y el peso molecular del crudo fue 245.

Determine lo siguiente:

1. Volumen de gas producido, en SCF, de cada separador y del tanque de almacenamiento.

2. Volumen total de gas, en SCF, y GOR total.

3. GOR de cada separador y del tanque de almacenamiento.

SOLUCIÓN PROBLEMAS DE CLASE #7

1.) Asuma la base de un mol de alimentación.

NST


( )( ) moles4818.0mol0.1418.0NVN

moles582.0mol0.1582.0NLN

)asumido(mol0.1N

0532.09468.00.1V9468.0L

156.0844.00.1V844.0L418.0582.00.1V582.0L

111g

112

1

33

22

11

======

=

=−=∴=

=−=∴==−=∴=

( ) ( ) mol/SCF42.158molLB/SCF379.moles418.0SCF1 =−= del primer sep.

=2N Alimentación hacia el 2do. sep.= 0.582 moles

( )( )( )

gasmoles0908.04912.0582.0NVNNNmoles4912.0moles582.0844.0N,Entonces

Ndefracción844.0L

22322g

3

22

=−=×=−===

==


( )( )

( )( )

entoalmacenamidequetandelfueragasmolesde0261.0

4651.04912.0NNNentoalmacenamidequetanelporproducidolíquidodemoles4651.0

moles4912.09468.0NNdefracción9468.0L

.sep.do2delfueramolLB/SCF41.34

molLB/SCF379moles0908.0SCF

ST33g

ST

3ST

2

=

−=−==

===

−=

−=


( )( )

842.06.365.131

5.141API5.131

5.141.G.S

feedmolLB/SCF73.202

90.941.3442.158SCFSCFSCFtotalSCF).2

entoalmacenamidequetandelfueramolLB/SCF9.9

molLB/SCF379moles0261.0SCF

crudo

.T.S21

.T.S

=+

=°+

=

−=

++=++=

−=

−=

( ) 30 PIESLB

54.524.62842.0crudodedensidad ===ρ

.T.Scrudodemol.T.ScrudodeBBL

8297.0

BBLPIES

62.5PIES

LB54.52

molLB/LB245.T.ScrudodeMol

entoalmacenamidequetandel.Vol3

3

=

−=

.T.ScrudoBBLSCF

5.525GOR

feedMol/O.T.SBBL3858.0feedMol/SCF73.202

totalGOR

feedMol.T.ScrudoBBL

3858.0

feedMolMoles4651.0

.T.ScrudodeMolBBL

8297.0feedMol

entoalmacenamidequetan.Vol

T =

=

=

=


5.525TOTALGOR

67.253858.0

9.9GOR:entoalmacenamideTanque

19.893858.0

41.34GOR:.Sep.do2

6.4103858.0

42.158GOR:.Sep.er1

.)3

.T.S

2

1

=

==

==

==

Ejemplo en clase de solución de separadores trifásicos:

Un separador trifásico tiene dos funciones: separador el gas de la corriente líquida y separar, a su vez, las fases líquidas. Se desea calcular la capacidad de un separador trifásico, barril simple, de los siguientes datos.

Longitud del separador = 15 pies.

Diámetro =5 pies

Interface agua/petróleo 3 pies encima del centro del recipiente

Interface gas/petróleo 1 pies encima de la interface agua/petróleo.

Aw = 12.72 pie2

Ao = 4.10 pie2

Ag = 2.8 pie2

Presión de separación = 40 psia

Temperatura de separación = 80º F

Presión base = 15.025 psia

Temperatura base = 60ºF

Densidad del crudo a condiciones del separador = 53.70 lb/cu pie

Densidad del gas a condiciones del separador = 0.1403 lb/cu pie


Densidad del agua a condiciones del separador = 65.52 lb/cu pie

Diámetro de la esfera de crudo en agua = 100 micrones o ( ) ( ) 46 1028.31028.3100 −− ×=× pies

Diámetro de la esfera de agua = 150 micrones o ( ) ( ) 46 1092.41028.3150 −− ×=× pies

Viscosidad del crudo a condiciones del separador = 2.35 cp o ( ) ( ) 33 10578.110672.035.2 −− ×=× lb/pie seg

Viscosidad del agua a condiciones del separador = 0.80 cp o ( ) ( ) 43 10376.510672.080.0 −− ×=× lb/pie seg

Aceleración debido a la gravedad =32.2 pie/seg2

Coeficiente de separación = 0.382

a) ¿Cuál es la velocidad de vapor máxima permisible? Resp. 7.46 pies/seg.

b) ¿Cuál es la capacidad del gas? Resp. 4.54 MM SCF/día.

c) ¿Cuál es la velocidad terminal para una partícula de agua en el crudo? Resp. 0.0089 pies/seg.

d) La profundidad del nivel de crudo, desde la interfase agua-crudo a la interfase gas-crudo, h, es 1 pie. Calcular el tiempo de retención. Resp. 1.87 min.

e) Calcular la capacidad de crudo. Resp. 8436 bbl/día.

f) Calcular la velocidad terminal de una partícula de crudo en agua. Resp. 0.00423 pies/seg.

g) La altura de la capa de agua es de 3 pies. ¿Cuál es el tiempo de retención? Resp. 11.82 min.

h) Calcular la capacidad de agua para el recipiente de 5x15 pies asumiendo una capa de agua de 3 pies. Resp. 4140 bbl/día.


CUADRO TECNICO COMPARATIVO DE LOS DIFERENTES TIPOS DE SEPARADORES

TIPO DE SEPARADOR VENTAJAS DESVENTAJAS

VERTICAL

(Generalmente usado para bajo GOR)

Control de nivel de líquidos no crítico.

Maneja grandes cantidades de arena y lodo.

Fácil limpieza.

Gran capacidad para manejo de Líquidos.

Menor tendencia a la re-evaporación.

Requiere un área menor para su instalación.

Mas costoso.

Mayor dificultad para transportar,

Ensamblar y erigir en sitio.

Requiere grandes diámetros

Para una capacidad dada de gas.

HORIZONTAL

(Generalmente usado para alto GOR)

Mas barato que el vertical.

Fácil, para transportar, ensamblar y Erigir en sitio.

Para una capacidad de gas dada,

Requiere un diametro mas Pequeño.

Generalmente reduce la turbulencia.

Grandes superficies líquidas estánDisponibles para espuma

Requiere un área grande para su Instalación.

El nivel de control de líquidos esCrítico.

Dificulta la limpieza de lodos, Arena y parafinas.

ESFÉRICOS

(Generalmente usado para GOR inter

medios)

Mas baratos que los separadores

Verticales y horizontales.

Compacto.

Tiene limitada capacidad para el Manejo de líquidos.

El control de nivel de líquidos es Crítico.

HORIZONTAL DE BARRIL

SIMPLE

Costo inicial bajo.

Fácil de aislar operando en climas

Frios.

El líquido se mantiene mas caliente, Minimizando la posibilidad de Congelamiento y deposición de Parafinas

Manejo de grandes volúmenes de líquidos.

HORIZONTAL DE DOBLE

BARRIL

Gran capacidad de líquidos

Mejor separación de gas en Solución, en la cámara inferior

Mejor separación de gases y Líquidos de similar densidad.

Control mas estable del nivel de Líquidos.


c.- DISEÑO DE DEPURADORES (“SCRUBER”)

El procedimiento de diseño de los depuradores o “scruber” es similar al diseño de los separadores gas-petróleo, ya que al igual que estos, el depurador no es mas que un separador gas-líquido, en el cual la cantidad de líquido es muy poca o es despreciable.

Sus aplicaciones principales son aquellas condiciones operacionales en las cuales por motivos técnicos o económicos, se requiere un gas seco, es decir sin partes líquidas, tal como en el caso de corrientes de gas para alimentar a los sistemas de compresión o bién, para extraerle los condensados a corrientes de gas rica, con un gran valor comercial.

Es importante mencionar que existen diferentes criterios para el diseño de estos equipos, considerando el máximo contenido de líquidos presente en la corriente de gas. Para propósitos prácticos, se considera un máximo de 15 BBLS/MMPC de gas.

cap. 11 equipos de separación - carec.com.pe. cap11. equipos de... · de mezclas de...

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