Diseño de Separador Trifásico Trifásico COMO ESCOGER ESCOGE R EL TAMAÑO TAMAÑO Y SELE SELECCION CCIONAR AR SEPARADOR SEPARADORES ES DE TRES FASES La separ separació ación n de tres fases en cual las corri corrientes entes de pozo pozos s petro petrolífe líferos ros son separ separadas adas en gas, petróleo petróleo y agua libre es un elemento clave para los sistemas de producción utilizados por la industria petrolera. ste artículo, una e!tensión de la discusión de separación de dos fases "ue apareció en la edición de noviembre de #$%LD $&L, describe m'todos disponibles de e"uipo y control de tres fases, la teoría básica del diseño de unid un idad ades es de tr tres es fa fas ses es,, y e( e(em empl plos os pa para ra la sel elec ecc ció ión n y tam amañ año os de di dic c)o )os s re rec cip ipie ient ntes es..
Los conc conceptos eptos de diseñ diseño o de separ separadore adores s prese presentado ntados s en la edici edición ón del mes pasado se relac relacionan ionan a la separación de dos fases de lí"uidos y gas. stos conceptos tambi'n son aplicables a la separación de tres fases, la depuración de gas, y la limpieza de gas. *ada una de estas en com+nmente utilizada utilizada en el campo, en particular la separación de tres fases. *uando el petróleo y el agua son mezclados con intensidad y luego se permite "ue se asienten, una capa de agua relativamente limpia aparece en el fondo. l crecimiento de esta capa de agua con el tiempo sigue una curva, como la ig. - demuestra. Despu's de un período de tiempo / a 01 minutos2, el cambio en la altura del agua será insignificante. La fracción de agua, obtenida del asentamiento por gravedad, se llama 3agua libre4. 5ormalmente es de beneficio separar separar el agua libre antes de tratar el petróleo petróleo restante y las capas de emulsión. Los separadores de tres fases, com+nmente conocidos como 6noc6outs des)idratadores mecánicos2 de agua libre, son utilizadospara separar separar y remover cual"uier fase de agua libre "ue pueda e!istir. e!istir. Debido a "ue el flu(o ingresa al separador de tres fases directamente de un pozo productivo, o de un separador "ue opera en una presión más alta, el recipiente debe ser diseñado paraseparar el gas "ue se deflagra del lí"uido así como tambi'n el petróleo y el agua. Los asp aspect ectos os bás básico icos s del dis diseño eño de la sep separa aració ción n de tre tres s fas fases es son id' id'nti nticos cos a a"u a"uell ellos os dis discut cutido idos s previamente para la separaciónde dos fases. Lo +nico "ue se añade a esto es "ue se presta más atención a las tasas de asentamiento de lí"uido 7 lí"uido y a "ue se debe añadir alg+n medio para remover el agua libre. Luego se discutirán las tasas de asentamiento de lí"uido 7 lí"uido. La remoción de agua es una función de los m'todos de control utilizados para mantener la la separación y la remoción del petróleo. 8a 8arios rios m'todos de control son aplicables a los separadores de tres fases y la forma y el diámetro del recipiente determinará, en cierto grado, los tipos de control utilizados.
FIGURA 1 mulsion 9 emulsión #ater 9 agua : ;ater in sample 9 : de agua en la muestra
Fig. 1 – Cómo se desao!!a "#a $a%a de ag"a !i&e e# "#a $oie#'e de %o(o $o# e! 'iem%o. Des%")s de * a +, mi#"'os- e! $am&io e# a!'"a goso/ de! #i0e! de! ag"a se i#sig#i2i$a#'e.
DESCRIPCI3N DEL E4UIPO Se%aadoes 5oi(o#'a!es . La figura 0 es un es"uema de un separador )orizontal. l fluido entra al recipiente y se c)oca con el desviador de ingreso. ste cambio repentino en impulso causa la separación bruta inicial del lí"uido y el vapor descrito en la sección sobre separadores de dos fases "ue apareció en #$%LD $&L el mes pasado. n un separador de tres fases, el desviador de ingreso contiene un do;ncomer "ue dirige el flu(o del lí"uido deba(o del interfaz de gas < petróleo y a la vecindad de la interfaz de petróleo < agua. La sección de recolección de lí"uidos del recipiente provee suficiente tiempo de retención para "ue el petróleo y la emulsión formen una capa o 3almo)adilla de petróleo4 en la superficie. l agua libre se asienta en el fondo. La figura 0 ilustra un separador )orizontal típico con un controlador de interfaz y un vertedero. l vertedero mantiene el nivel del petróleo y el controlador de nivel mantiene el nivel del agua. l petróleo es desnatado por el vertedero. l nivel de petróleo corriente aba(o del vertedero es controlado por un controlador de nivel "ue opera la válvula de descarga de petróleo.
l agua producida fluye de una bo"uilla en el recipiente localizado corriente arriba del vertedero de petróleo. =n controlador de nivel de interfaz siente la altura de la interfaz de petróleo < agua. l controlador activa la válvula de descarga de agua, permitiendo "ue la cantidad correcta de agua salga del recipiente para "ue la interfaz de petróleo < agua se mantenga en la altura diseñada. l gas fluye )orizontalmente por el recipiente y sale por el e!tractor de neblina a una válvula de control de presión "ue mantiene constante la presión del recipiente. l nivel de la interfaz de petróleo < agua puede variar desde la mitad de su diámetro )asta el setenta y cinco por ciento de su diámetro, dependiendo de la importancia relativa de la separación de lí"uidos < gas. La configuración más com+n es a la mitad y esto se utiliza para las ecuaciones de diseño en esta sección. =na configuración alternativa ig. /2, el diseño de 3balde y vertedero4, elimina la necesidad de un controlador de interfaz de lí"uidos. l petróleo y el agua fluyen por encima de los vertederos donde un flotador simple de desplazamiento controla el nivel. l petróleo se derrama por encima del vertedero de petróleo y a un balde donde su nivel es controlado por un controlador de nivel "ue opera la válvula de descarga de petróleo. l agua fluye por deba(o del balde de petróleo y luego por encima de un vertedero de agua. l nivel corriente aba(o de este vertedero es controlado por un controlador de nivel "ue opera la válvula de descarga de agua.
La altura del vertedero de petróleo controla el nivel de lí"uido en el recipiente. La diferencia en la altura de los vertederos de petróleo y de agua controla el grosor de la almo)adilla de petróleo debido a diferencias en gravedad específica. s crítico para la operación del recipiente "ue la altura del vertedero de agua "uede suficientemente por deba(o de la altura del vertedero de petróleo para "ue el grosor de la almo)adilla de petróleo provea suficiente tiempo de retención del petróleo. Si el vertedero de agua está muy ba(o y la diferencia en gravedad específica no es tanto como lo anticipado, la almo)adilla de petróleo podría crecer en grosor )asta "ue el petróleo es llevado por deba(o del colector de petróleo y sale por la salida del agua. 5ormalmente, uno de los vertederos, el del agua o el del petróleo, es a(ustable para "ue los cambios en las gravedades específicas del petróleo < agua o en las tasas de flu(o puedan ser acomodados. l control de interfaces tiene la venta(a de ser fácilmente a(ustable para mane(ar cambios no anticipados en las gravedades específicas del petróleo o el agua o en las tasas de flu(o. Sin embargo, en aplicaciones con petróleo pesado o donde se anticipan grandes cantidades de emulsión o parafina, puede ser difícil sentir la interfaz. n dic)os casos, se recomienda el control con balde y vertedero.
FIGURA + &nlet diverter 9 desviador de ingreso &nlet 9 ingreso >ravity settling section 9 sección de asentamiento de gravedad $il ? emulsion 9 petróleo y emulsión #ater 9 agua @ressure control valve 9 válvula de control de presión >as out 9 salida de gas #ater out 9 salida de agua $il out 9 salida de petróleo Level control valves 9 válvulas de control de nivel
Fig. + – Co#2ig"a$ió# '6%i$a de "# se%aado 5oi(o#'a! de 'es 2ases. E! $o#'o! de! #i0e! de !a i#'e2a( ma#'ie#e e! #i0e! de! ag"a7 e! 0e'edeo ma#'ie#e e! #i0e! de! %e'ó!eo. Los e$i%ie#'es %"ede# se e8"i%ados $o# $5oos de ae#a si !a %od"$$ió# de ae#a es "# %o&!ema. Los $5oos so# dise9ados %aa +, 2%s de 0e!o$idad : e! ag"a %od"$ido #oma!me#'e se "'i!i(a %aa e ! e'o!a0ado. FIGURA * &nlet diverter 9 desviador de ingreso &nlet 9 ingreso Aist e!tractor 9 e!tractor de neblina $il ? emulsion 9 petróleo y emulsión #ater 9 agua #ater ;eir 9 vertedero de agua $il buc6et 9 balde de petróleo @ressure control valve 9 válvula de control de presión >as out 9 salida de gas #ater out 9 salida de agua $il out 9 salida de petróleo Level control valves 9 válvulas de control de nivel
Fig. * – La $o#2ig"a$ió# $o# &a!de : 0e'edeo %aa "# se%aado 5oi(o#'a! de 'es 2ases e!imi#a e! $o#'o!ado de i#'e2a( : "'i!i(a "# 2!o'ado de des%!a(amie#'o $o#0e#$io#a! %aa o%ea !as 0!0"!as de des$aga de %e'ó!eo : ag"a. Es'e dise9o es ;'i! si se a#'i$i%a# ga#des 0o!;me#es de em"!sio#es o %aa2i#a 8"e %od6a# e#s"$ia !os $o#'o!adoes de i#'e2a(. Se%aadoes 0e'i$a!es . La figura B muestra una configuración típica para un separador vertical de tres fases. *uando el flu(o entra en el recipiente, el desviador de ingreso separa la mayoría del gas. Se re"uiere de un do;ncomer para transmitir el fluido por medio de la interfaz de petróleo < gas para no perturbar la acción de desnatación de petróleo "ue está tomando lugar a)í. Se necesita una c)imenea para igualar la presión de gas entre la sección inferior y la sección de gas. La salida de la viga de separación o do;ncomer se encuentra en la interfaz de petróleo < agua. Desde este punto mientras el petróleo sube, cual"uier agua libre atrapado dentro de la fase de petróleo se separa. Las gotas de agua fluyen en sentido opuesto a la corriente de petróleo. De manera similar, el agua fluye )acia aba(o y las gotas de petróleo atrapadas en la fase de agua suben en sentido opuesto a la corriente de agua. La figura C muestra los m'todos de control frecuentemente utilizados en separadores verticales. l primero es estrictamente control de nivel. =n flotador de desplazamiento normal es utilizado para controlar la interfaz de gas 7 petróleo y regular una válvula de control "ue descarga petróleo de la sección de petróleo. Se utiliza un flotador de interfaz para controlar la interfaz de petróleo < agua y regular una válvula de control en la salida de agua. Debido a "ue no se utiliza ning+n deflector o vertedero interno, este sistema es el más fácil de fabricar y mane(a la producción de arenas y sólidos me(or "ue cual"uier otro. l segundo m'todo demostrado utiliza un vertedero para controlar el nivel de la interfaz de gas 7 petróleo en una posición constante. sto resulta en una me(or separación de petróleo < agua debido a "ue todo el petróleo debe subir )asta la altura del vertedero de petróleo antes de salir del recipiente. Las desventa(as son "ue la bande(a de petróleo ocupa volumen en el recipiente y su fabricación cuesta. l sedimento y los sólidos pueden recolectarse en la bande(a de petróleo y pueden ser difíciles de drenar, y un cierre de ba(o nivel separado puede ser necesario para asegurar "ue la válvula de descarga de petróleo siempre abra. l tercer m'todo utiliza dos vertederos, eliminando la necesidad de un flotador de interfaz. l nivel de la interfaz es controlado por la altura del vertedero de agua e!terno con relación al vertedero de petróleo o la altura de salida. sto es similar al diseño de balde y vertedero de los separadores )orizontales. La venta(a
de este sistema es "ue elimina el control del nivel de la interfaz. La desventa(a es "ue pueden e!istir razones no relacionadas al proceso para seleccionar un recipiente vertical para una aplicación específica.
E!eme#'os i#'e#os de! e$i%ie#'e . Se describió la mayoría de los elementos internos del recipiente en el artículo del mes pasado sobre la separación de dos fases. Dos elementos internos comunes "ue no discutimos previamente son las placas de fundición y los m'todos para la remoción de sólidos o arena. 8arios diseños de fundidores de placa o de tubería ayudan con la fundición de gotas de petróleo en el agua y de agua en el petróleo. @ruebas recientes "ue utilizan placas @erforma! de * 5atco indican "ue algunos a)orros son posibles en el tamaño del recipiente. Debido a la potencial de "ue se tape, se recomienda "ue los fundidores sean utilizados para e!tender las capacidades de los separadores de tres fases e!istentes o cuando e!isten limitaciones severas de espacio. La arena y los sólidos pueden acumularse en el fondo de los separadores. Si se permite "ue se acumulen, estas acumulaciones perturban la operación del separador al ocupar volumen en el recipiente. >eneralmente, los sólidos se asientan en el fondo y se empacan firmemente. =n fondo en forma de cono "ue algunas veces es provisto con los c)orros de arena2 puede ser utilizado para ayudar a "ue los sólidos pasen por medio de los recipientes verticales. l cono normalmente está en un ángulo al )orizontal entre BCE y F1E. *ual"uier arena producida puede tener la tendencia de pegarse al acero en BCE. Si se instala un cono, puede formar parte de las paredes de contención de presión del recipiente, o por razones estructurales, puede ser instalado en el interior del cilindro del recipiente. n dic)o caso, una línea igualadora de gas de ser instalada para asegurar "ue la presión del vapor atrás del cono siempre est' e"uilibrada con la del espacio de vapor. @ara remover los sólidos de cual"uier recipiente provisto con c)orros de arena empotrados, se abren desagGes de arena de una manera controlada y se bombea un fluido de alta presión generalmente el agua producido2 por medio de los c)orros para agitar los sólidos y los limpian por inundación. Los c)orros generalmente son diseñados con una velocidad de punta de c)orro de 0E fps y se apunta para cubrir bien el fondo del recipiente. @ara prevenir "ue la arena en el fondo tape los desagGes, se utilizan bande(as o fosas de arena para cubrir las salidas. stas son fosas invertidas con aperturas ranuradas en los costados.
FIGURA < @ressure control valve 9 válvula de control de presión >as out 9 salida de gas Aist e!tractor 9 e!tractor de neblina $il out 9 salida de petróleo Level control valves 9 válvulas de control de nivel #ater out 9 salida de agua #ater 9 agua Spreader 9 viga de separación Do;ncomer 9 do;ncomer &nlet 9 ingreso &nlet diverter 9 desviador de ingreso
Fig. < – La $o#2ig"a$ió# '6%i$a de "# se%aado 0e'i$a! de 'es 2ases. E! e$i%ie#'e %"ede es'a e8"i%ado $o# "# 2o#do e# 2oma de $o#o : = o $5oos de ae#a si !a %od"$$ió# de ae#a es "# %o&!ema.
FIGURA > $il 9 petróleo #ater 9 agua $il out 9 salida de petróleo #ater out 9 salida de agua $il ;eir 9 vertedero de petróleo >as e"ualizing line 9 línea igualadora de gas &nterface level control 9 control de nivel de interfaz &nterface level control ;it) oil c)amber 9 idem, con cámara de petróleo #ater leg ;it) or ;it)out oil c)amber 9 placa de agua con o sin cámara de petróleo
Fig. > – Cómo se $o#'o!a# !os #i0e!es de !68"idos e# e$i%ie#'es de 'es 2ases.
Fig. ? – Cómo de'emi#a !a $oe2i$ie#'e @ "'i!i(ado %aa $a!$"!a e! dime'o mimo de! se%aado 8"e %emi'i 8"e go'as de ag"a de >,, mi$as se asie#'e# : sa!ga# de !a a!mo5adi!!a de %e'ó!eo.
PROBLEMAS CON LA OPERACI3N Los siguientes problemas potenciales de operación pueden aplicarse de igual manera a los separadores de dos fases.
Pe'ó!eo $"do $o# es%"ma . La causa principal de la espuma son las impurezas aparte del agua2 en el petróleo crudo "ue no pueden ser removidas de una manera práctica antes "ue la corriente llegue al separador. La espuma no presenta ning+n problema dentro de un separador si el diseño interno asegura el tiempo adecuado o suficiente superficie de fundición para "ue la espuma se HrompaH. La espuma en un recipiente separador es un problema en tres partesI
• •
•
l control mecánico del nivel del lí"uido es agravado por"ue cual"uier dispositivo de control debe mane(ar esencialmente a tres fases de lí"uido en vez de dos. La espuma tienen una relación de volumen a peso muy grande. @or lo tanto, ocupa muc)o del espacio del recipiente, "ue de otra forma estaría disponible en las secciones de recolección de lí"uidos o de asentamiento de gravedad. n un banco de espuma descontrolado, es imposible remover el gas separado o el petróleo degasificado del recipiente sin arrastrar a parte del material espumoso en las salidas de lí"uido o de gas. Se puede comparar las tendencias de formación de espuma de una petróleo conocido con uno nuevo, sobre cual no e!iste ninguna información operativa, con un comparador de espuma. Los resultados proveen una comparación del problema relativo de espuma "ue se puede anticipar del petróleo nuevo contra el petróleo conocido. ntonces se puede )acer un a(uste relacionado en los parámetros del diseño en comparación a los "ue se conocen ser satisfactorios para el caso conocido. La cantidad de espuma formada depende de la caída en presión a cual el lí"uido de ingreso es su(etado, y a las características del lí"uido en condiciones del separador. Debido a "ue los comparadores de espuma operan en la presión atmosf'rica, no pueden tomar esto en cuenta. n algunos casos, el efecto de la temperatura puede ser espectacular, un factor "ue frecuentemente es omitido durante el diseño para condiciones de espuma. La influencia de este efecto puede ser evaluada con el uso de un comparador de espuma. Depresivos de espuma frecuentemente pueden incrementar la capacidad de un separador. Sin embargo, al seleccionar el tamaño de un separador para mane(ar un petróleo crudo en particular, no se debe presumir "ue se utilizará un depresivo por"ue las características del crudo y de la espuma pueden cambiar durante la vida de cual"uier campo.
Paa2i#a. La operación del separador puede ser adversamente afectado por la acumulación de parafina. Las placas de fundición en la sección de lí"uidos y los e!tractores de neblina de las almo)adillas de malla en la sección de gas son particularmente propensas a taparse con parafina. Si la parafina es in problema real o potencial, se debe tomar en consideración el uso de un e!tractor de neblina de placa o centrífugo. Se debe proveer man;ays, registros de mano y bo"uillas para permitir el uso de vapor, solventes u otros elementos de limpieza de los elementos internos del separador.
La ae#a puede ser un problema en los separadores por"ue corta la guarnición de las válvulas, tapa los elementos internos del separador, y se acumula en el fondo de los recipientes. =na guarnición dura especial puede minimizar los efectos de la arena en las válvulas. Las acumulaciones pueden ser aliviadas con el uso de fondos en forma de cono para recipientes verticales2, c)orros de arena y desagGes, como anteriormente discutimos. Durante el diseño se debe tomar en consideración "ue los elementos internos se pueden tapar. =n diseño "ue provee buena separación y un mínimo de trampas para la acumulación de arena puede ser difícil de obtener. =n diseño "ue provee el me(or mecanismo para la separación de las fases de gas, petróleo y agua probablemente tambi'n proveerá áreas para la acumulación de arena. =n e"uilibrio práctico de estos factores es la me(or solución.
Las em"!sio#es pueden ser un problema en particular. J lo largo del tiempo los materiales emulsificados y < u otras impurezas generalmente se acumulan en la interfaz de agua < petróleo. Jdemás de afectar adversamente el control del nivel de lí"uidos, esto tambi'n disminuye el tiempo de retención efectivo de petróleo o agua en el separador, y resulta en la reducción de la eficiencia de separación de agua < petróleo. La adición de "uímicos y < o calor puede minimizar esta dificultad. recuentemente, es posible ba(ar apreciablemente el tiempo de asentamiento necesario para la separación de agua < petróleo con una aplicación de calor en la sección de lí"uidos del separador o con la adición de "uímicos antiemulsificantes.
E$esos : so%!os son problemas muy comunes de la operación. l e!ceso "ue ocurre cuando un lí"uido libre se escapa en la fase de gas, puede indicar un nivel alto de lí"uido, daños a los elementos internos del
recipiente, espuma, un diseño inapropiado, salidas de lí"uido tapadas, o "ue se )a e!cedido la capacidad de diseño del recipiente. l soplo, "ue ocurre cuando un gas libre se escapa en la fase lí"uida, puede indicar un ba(o nivel de lí"uido, una vórtice, o la falta de controlar el nivel.
TEORA Se%aa$ió# de gas. Los conceptos y las ecuaciones para la separación de dos fases, descritos en el artículo del mes anterior, son igualmente válidos para la separación de tres fases.
Ase#'amie#'o de ag"a = %e'ó!eo . l flu(o alrededor de las gotas de petróleo "ue se asientan en el agua o las gotas de agua en el petróleo es laminar, seg+n rige la ley de Sto6es. La velocidad terminal de la gota esI 8t 9 K-,M ! -1 F∆S>2dm0N<µc
-2
DondeI 8t 9 8elocidad, fps ∆S> 9 Diferencia en gravedad específica relativo al agua entre las fases de agua y petróleo dm 9 Tamaño de la gota, micras µc 9 8iscosidad de la fase continua, cp
Tama9o de !a go'a de ag"a e# e! %e'ó!eo. s difícil predecir el tamaño de la gota de agua "ue debe asentarse de la fase de petróleo para coincidir con una definición general de 3petróleo libre4. Salvo "ue est'n disponibles los datos de un laboratorio o campo cercano, el tamaño 'l la almo)adilla de petróleoKfila -, columna 0, página O0 del documento original 7 cortadoN para "ue se cumplan con los criterios, la emulsión a ser tratada por el e"uipo corriente aba(o deberá contener menos del C: al -1: de agua sin un programa de tratamiento "uímico e!cesivo.
Tama9o de !a go'a de %e'ó!eo e# e! ag"a. De la ecuación - se puede notar "ue la separación de las gotas de petróleo del agua es más fácil "ue la separación de las gotas de agua del petróleo. l propósito principal de la separación de tres fases es preparar el petróleo para mayor tratamiento. La e!periencia en el campo indica "ue se puede anticipar "ue el contenido de petróleo en el agua producido de un separador de tres fases, de un tamaño seleccionado par remover agua del petróleo, será de entre varios cientos a 0.111mg
Tiem%o de e'e#$ió# . Se re"uiere de una cierta cantidad de almacenamiento de petróleo en el recipiente para asegurar "ue el petróleo llegue a e"uilibrarse y "ue el gas deflagrado se libere. Se re"uiere de almacenamiento adicional para asegurar "ue el agua libre tenga tiempo de fundirse en gotas de tamaños suficientes para caer de acuerdo a la ecuación -. s com+n utilizar tiempos de retención de entre / y /1 minutos dependiendo de los datos del laboratorio o del campo. Si esta información no está disponible, se sugiere un tiempo de retención del petróleo de -1 minutos para el diseño. De manera similar, se re"uiere del almacenamiento de ciertas cantidades de agua para asegurar "ue la mayoría de las gotas del petróleo arrastrado en el agua tengan suficiente tiempo para fundirse y subir del interfaz de petróleo < agua. Los tiempos de retención para la fase de agua tienen un rango de entre / y /1 minutos, nuevamente dependiendo de los datos de laboratorio o campo. Si esta información no está disponible, se recomienda un tiempo de retención de -1 minutos para el agua.
Se debe calcular el tiempo de retención para la tasa má!ima de petróleo tanto como para la tasa má!ima de agua, salvo "ue los datos del laboratorio indi"uen "ue no es necesario utilizar este enfo"ue de diseño conservador.
SELECCIONANDO EL TAMAÑO DE UN SEPARADOR Las directrices a continuación pueden ser utilizadas para las determinaciones iniciales de tamaños. l ob(etivo es "ue complementen y no reemplacen la e!periencia operativa. Se debe determinar del tipo y el tamaño de un separador caso por caso. Se debe tomar en cuenta todas la funciones y los re"uerimientos incluyendo incertidumbres potenciales en las tasas de flu(o y las propiedades de diseño. @or esta razón, no e!iste ning+n sustituto para las buenas evaluaciones de cada separador por un ingeniero de diseño. l 3intercambio4 entre el tamaño de diseño y los detalles e incertidumbres en los parámetros de diseño, no deberá depender de las recomendaciones del fabricante o reglas generales.
Se%aadoes 5oi(o#'a!es . @ara seleccionar el tamaño, es necesario especificar el diámetro del recipiente y el largo de costura a costura del recipiente. *onsideraciones sobre la capacidad de gas y el tiempo de retención establecen ciertas combinaciones aceptables en diámetro y largo. La necesidad de asentar gotas de agua de C11 micras del petróleo establece un diámetro má!imo. Las limitaciones en la capacidad de gas proveen la siguiente formula, discutida en el previo capítulo sobre separadores de dos fasesI
DiLeff 9 B0PToQg<@2
02
DondeI Di 9 &D del recipiente, en pulgadas Leff 9 Largo efectivo del recipiente, en pies, ≅ 1,C Lss el largo de costura a costura del recipiente2 To 9 Temperatura operativa, E% Qg 9 Tasa de flu(o del gas, AAscfd @o 9 @resión operativa, psia. K 9 una constante basada en las propiedades de gas y lí"uido discutidas en el previo artículo sobre separadores de dos fases
Limi'a$io#es e# e! 'iem%o de e'e#$ió# !!e0a# a o'a e$"a$ió# 8"e %o0ee $om&i#a$io#es a$e%'a&!es de Di : Le22 . Di Leff 9 -,B0KQ;2Tr 2; R Qo2 Tr 2oN
/2
DondeI Q; 9 Tasa de flu(o del agua, bpd Tr 2; 9 Tiempo de retención del agua, minutos Qo 9 Tasa de flu(o del petróleo., bpc Tr 2o 9 Tiempo de retención del petróleo, minutos Ecuación de asentamiento. l re"uerimiento "ue las gotas de agua de C11 micras sean capaces de asentarse de la almo)adilla de petróleo establece un diámetro má!imo del separador de acuerdo al siguiente procedimientoI *alcule ho2ma!I
•
h2ma! 9 /01Tr 2o∆S>2<µo
Donde
B2
ho2ma! 9 >rosor má!imo permisible del almo)adilla de petróleo, pulgadas ∆S> 9 Diferencia en gravedad específica relativa al agua de las fases de petróleo y agua µo 9 8iscosidad del petróleo, cp •
*alcule la fracción del área de corte transversal del recipiente ocupada por la fase de aguaI J;
•
Determine la coeficiente de la ig. F
•
*alcule Di2ma!I
C2
Di2ma! 9 )o2ma!<
F2
*ual"uier combinación de Di y L eff "ue satisfaga las ecuaciones 0,/, y F cumplirá con los criterios necesarios.
Se%aadoes 0e'i$a!es . *omo es con los separadores de dos fases, se debe mantener un diámetro mínimo para asegurar una capacidad de gas adecuada. Los separadores verticales de tres fases tambi'n deben mantener un diámetro mínimo para permitir "ue las gotas de C11 micras se asienten. La altura del separador de tres fases se determina de las consideraciones del tiempo de retención. Las limitaciones a la capacidad de gas llevan a la siguiente formula discutida en el artículo de noviembre sobre separadores de dos fasesI Di20min 9 C11P
2
AsentamientoI Di20min 9 1,10Qoµo2
M2
Tiempo de retenciónI ho 9 Tr 2.Qo<1,-0Di0
O2 )o 9 Tr 2;Q;<1,-0Di0
-12
DondeI ho 9 Jltura de la almo)adilla de petróleo, pulgadas h; 9 Jltura desde la salida de agua al interfaz, pulg. sta altura debe ser a(ustada para recipientes con fondos en forma de cono. *omo en el caso de un separador vertical de dos fases, el largo de costura a costura L ss2 puede ser apro!imadamente calculado de la geometría una vez "ue se )ayan escogido el ) o y el );. @ara propósitos de investigación se puede presumir "ueI Lss 9 ho R h; R F2<-0 --2 *ual"uier Di mayor al calculado con las ecuaciones y M y "ue satisfaga la O y la -1 es aceptable.
Eem%!os
Se!e$$io#a#do e! 'ama9o de "# se%aado 0e'i$a! de 'es 2ases. Dado queI Qo 9 C.111 bopd Q; 9 /.111 b;pd Qg 9 C AAscfd @o 9 -11 psig To 9 O1E @etróleo 9 /1E J@& S> de agua 9 -,1 S> de gas 9 1,F Tr 2o 9 Tr 2; 9 -1 min. 8iscosidad 9 -1 cp SoluciónI •
*alcule la diferencia en gravedades específicasI EJ@& 9 K-B-,C<S>2 oN -/-,C S>2o 9 -B-,C</1 R -/-,C2 9 1,MF ∆S> 9 -,1 1,MF 9 1,-OB
•
*alcule el diámetro mínimo para satisfacer la limitación en capacidad de gas 8ea el artículo de noviembre para el procedimiento para un separador de dos fases2I Di2min 9 -0,M pulg.
•
*alcule el diámetro mínimo para el asentamiento de gotas de aguaI Di20min 9 1,10 Qoµ<∆S> 9 1,10C.1112-12<1,-OB Di20min 9 M/,B pulg.
•
•
Limitación de retención de lí"uidosI ho 9 Tr 2oQo2<1,-0Di0 h; 9 Tr 2;Q;2<1,-0Di0 ho R h; 9 -1Qo R Q;2<1,-0 Di0 *alcule las combinaciones de D i y ho R h; para diámetros mayores a D min, Tabla -I
TABLA 1 Ca%a$idad de! se%aado 0e'i$a! de 'es 2ases- dime'o 0s. !ago %aa !a !imi'a$ió# e# 'iem%o de e'e#$ió# T /o T / 1, mi# D, pulg.
Ho + hw, pulg.
Ls-s, pies
12Ls-s/Di
84
94.4
14.2
2.02
90
82.3
13.2
1.76
96
72.3
12.4
1.54
102
64.1
11.6
1.37
•
*alcule el largo de costura a costura, Tabla -I Lss 9 ho2 R h; R F2<-0
•
*alcule la relación de delgadez -0 L ss
•
Seleccione un tamaño razonable. %ecipientes de O1 pulg ! -C pies o OF pulg. -0 pies, F pulg. pueden ser selecciones razonables.
Se!e$$io#a#do e! 'ama9o de "# se%aado 5oi(o#'a! de 'es 2ases Dado queI Qo 9 C.111 bpd Q; 9 /.111 b;pd Qg 9 C AAscfd @ 9 -11 psig T 9 O1E @etróleo 9 /1EJ@& S> Jgua 9 -,1 S> >as 9 1,F Tr 2o 9 Tr 2; 9 -1 min. 8iscosidad 9 -1 cp SoluciónI •
*alcule la diferencia en gravedades específicasI EJ@& 9 K-B-,C<S>2 oN -/-,C S>2o 9 -B-,C</1 -/-,C2 ∆S> 9 -.1 1,MF 9 1,-OB
•
%evise por separación de gas vea el artículo de noviembre sobre separadores de dos fases para el procedimiento2I DiLeff 9 -B/
•
*alcule las combinaciones de D i y Leff para la separación de gas, Tabla 0I
TABLA + Separador )orizontal de tres fases, diámetro vs. largo para la limitación de capacidad de gas Di, pulg.
Leff , pies
L, pies
60
2.4
3.2
72
1.9
2.6
84
1.7
2.3
96
1.5
2.0
@or lo tanto, la capacidad de gas probablemente no rige. •
*alcule el grosor mínimo del almo)adilla de petróleoI
ho2ma! 9 /01Tr 2o∆S>2<µo 9 /01-121,-OB2<-1 9 F0,- pulg. •
*alcule el diámetro má!imo para la limitación en el grosor del almo)adilla de petróleoI J;
•
Limitación de retención de lí"uidosI Di20Leff 9 -,B0KQ;Tr 2; R QoTr 2oN 9 -,B02-12M,1112 9 -//.F11
•
*alcule las combinaciones de D i y Leff , Tabla /I
TABLA * Se%aado 5oi(o#'a! de 'es 2ases- dime'o 0s. !ago %aa !imi'a$ió# de 'iem%o de e'e#$ió# de !68"idos T /o T / 1, mi#.
• •
D, pulg.
Leff , pulg.
Ls-s, pies
12Ls-s/Di
60
31.6
42.1
8.4
72
21.9
29.2
4.9
84
16.1
21.5
3.1
96
12.3
16.4
2.1
108
9.7
13.0
1.4
*alcule el largo de costura a costura, Tabla /I Lss 9 Leff <1,C *alcule la relación de delgadez -0Lss
Trace los resultados en un gráfico y esco(a un tamaño razonable "ue no viole las limitaciones de capacidad de gas o de grosor del almo)adilla de petróleo. Selecciones posibles de la ig. son O1 pulg. ! 01 pies, OF pulg. ! - pies, y -10 pulg. ! -C pies.
FIGURA Separator diameter 9 diámetro del separador Li"uid retention constraint 9 limitación de retención de lí"uidos 5otesI... 9 JnotacionesI -2 La capacidad de gas no rige 02 >rosor del almo)adilla de petróleo no rige
Fig. – G2i$o de! dime'o de "# se%aado 0s. e! !ago de $os'"a a $os'"a de !a Ta&!a * %aa !a !imi'a$ió# e# 'iem%o de e'e#$ió# de !68"idos- 8"e ige !a se!e$$ió# de! 'ama9o de! e$i%ie#'e. Tes di2ee#'es 'ama9os de e$i%ie#'e so# a%!i$a&!es $omo so!"$io#es %aa e! %o&!ema eem%!a.