UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN TEMA: SEPARADORES TRIFÁSICOS HORIZONTALES Y VERTICALES PROFESOR: Ing. Atahualpa Mantilla INTEGRANTES:
Acuña Alexander
Cuzco Nathaly
Jácome Erick
Rosero Marisol
Tapia Pablo
SEMESTRE: Sexto
2018-2019 1
Contenido
Objetivos ........................................... ................................................................. ............................................ ............................................ ................................. ........... 3 General: ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................ ............................. ....... 3 Específicos: ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................ ...................... 3 Justificación ............................................ ................................................................... ............................................. ............................................. ........................... 3 INTRODUCCIÓN ............................................. ................................................................... ............................................ ........................................ .................. 4 Fundamento Teórico. ...................................................... ............................................................................ ............................................ ...................... 5 SEPARADOR........................................... .................................................................. ............................................. ............................................. ........................... 5 CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES ....................................................... ...................................................... 5 DESCRIPCIÓN DE UN SEPARADOR SEP ARADOR ............................................ .................................................................. ...................... 7 CONFIGURACIONES BÁSICAS DE UN SEPARADOR ......................... ................................... ........... 9 Separador Horizontal ........................................... ................................................................. ............................................ ......................... ... 9 Separador Vertical ............................................ .................................................................. ............................................ ........................... ..... 10 Separador Esférico ........................................... ................................................................. ............................................ ........................... ..... 10 Funciones que debe cumplir un separador ................................................ ................................................ 11 Requisitos necesarios para el diseño de un separador .......................... .......................... 12 Factores que se deben considerar durante el diseño ......................... ............................. ..... 13 Propiedades de los fluidos .............................................................. ............................................................................. ................ 13 SEPARADORES TRIFÁSICOS .......................................... ................................................................. ...................................... ............... 14 SEPARADOR TRIFÁSICO HORIZONTAL .................................................... ........................................................ ..... 15 Diseño de un separador trifásico horizontal .......................................... .............................................. .... 20 P rocedimiento rocedimiento y ejempl ejemplo o para para dimens dimens ionar ionar s epa eparadores radores trifási cos ................................................................ .......................................... .................... 26 hori zontale zontaless : medio medio lleno lleno ..........................................
Aplicación del Separador Horizontal ................................................ ............................................................... ................ 30 SEPARADOR TRIFÁSICO VERTICAL .............................................................. ............................................................... 31 Diseño de un separador trifásico vertical ........................................... ................................................... ........ 34 P rocedimiento rocedimiento y ejempl ejemplo o para para dimens dimens ionar ionar s epa eparadores radores trifási cos verticales .......................................... ................................................................. ............................................. ............................................. ....................... 39
Aplicación del Separador Vertical ..................................................... .................................................................... ................ 42 Diagrama de flujo de procesos .............................................................. ............................................................................. ................ 42 Diagrama de tuberías e instrumentación (P&ID) ............................... .............................................. ................ 43 DIAGRAMA P&ID DEL SEPARADOR SEP ARADOR TRIFASICO HORIZONTAL Y VERTICAL ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................ ........................... ..... 47 CONCLUSIONES ............................................ .................................................................. ............................................ ...................................... ................ 49 RECOMENDACIONES. ........................................................ .............................................................................. ...................................... ................ 49 Bibliografía ........................................... ................................................................. ............................................ ............................................. ........................... .... 50
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Objetivos General: Investigar sobre los fundamentos teóricos del área de las separaciones físicas de fluidos, haciendo énfasis en la separación gas-líquido, con el fin de comprender el diseño y funcionamiento de los separadores trifásicos verticales y horizontales que son usados en la industria hidrocarburífera para separar el hidrocarburo que llega a superficie.
Específicos: • Definir los diferentes tipos de separadores de gas-líquido utilizados en la industria hidrocarburífera. • Determinar las principales funciones, procedimientos y parámetros de cálculos
para el diseño de un separador trifásico vertical y horizontal. • Aplicar la metodología API 12J para el diseño y selección de un separador de
fluidos. • Desarrollar un modelo de simulación en una hoja de Excel para el
dimensionamiento del separador trifásico.
Justificación La utilización de equipos de separación en la industria petrolera es indispensable para separar mezclas de gases y líquidos que se extraen desde el interior de las formaciones productoras de hidrocarburos. Al realizar la separación gas-líquido es de vital importancia que la separación del gas sea eficaz y efectiva buscando la manera de eliminar la mayor cantidad de líquido presente en el gas debido a que puede condicionar a problemas de corrosión, abrasión de equipos de transporte, aumentos de la caída de presión y disminución de la capacidad de transporte en las líneas. Por estas razones es conveniente seleccionar las variables de dimensionamiento de los separadores bifásicos y trifásicos, bien sea horizontal o vertical, para tener una separación efectiva entre los fluidos presentes en el yacimiento para optimizar la producción. pr oducción.
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INTRODUCCIÓN En el presente trabajo se analiza los conceptos, teoría y ecuaciones aplicadas al separador trifásico tanto horizontal como vertical. Los conceptos de diseño del separador presentados se refieren a la separación de dos fases de líquido y gas y son aplicables a la separación de gas que tiene lugar en separadores de tres fases. Cuando el aceite y el agua se mezclan con cierta intensidad y luego se dejan sedimentar, aparecerá una capa de agua relativamente limpia en el fondo. Después de un período de tiempo el cambio en la altura del agua será insignificante. La fracción de agua, obtenida de la sedimentación por gravedad, se llama "agua libre". Normalmente es beneficioso separar el agua libre antes de tratar el aceite restante y las capas de emulsión. Debido a que el flujo normalmente ingresa a estos recipientes directamente desde un pozo productor o un separador que opera a una presión más alta, el recipiente debe diseñarse para separar el gas que brota del líquido, así como para separar el aceite y el agua. El término "separador trifásico" se usa normalmente cuando hay una gran cantidad de gas que debe separarse del líquido. "Eliminación de agua libre" generalmente se usa cuando la cantidad de gas es pequeña en relación con la cantidad de petróleo y agua, y las dimensiones del recipiente están determinadas por las ecuaciones de separación de aceite y agua. Los aspectos básicos de diseño de la separación de tres fases son similares a los de separación de dos fases. Las únicas adiciones son que hay más preocupación sobre las tasas de sedimentación líquido-líquido y que se deben agregar algunos medios para eliminar el agua libre.
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Fundamento Teórico El flujo que se obtiene de un yacimiento petrolífero, por lo general, es m ultifásico. La separación física de estas fases es una de las operaciones fundamentales en la producción, procesamiento y tratamiento de los crudos y el gas natural. Los fluidos que se generan son, en su mayoría, mezclas complejas de hidrocarburos, agua, partículas de arena y contaminantes. En el recorrido desde el yacimiento hasta las instalaciones superficiales, se reducen la presión y la temperatura de estos fluidos, haciendo posible la separación del gas de los hidrocarburos en estado líquido. Para diseñar separadores y depuradores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que se pueden encontrar los fluidos y el efecto que sobre éstos tengan las distintas fuerzas físicas. El propósito principal del proceso es separar los l os diversos componentes (crudo, gas, agua y contaminantes), con el fin fi n de optimar el procesamiento y comercialización de algunos de ellos (crudo, gas). El separador representa la primera instalación del procesamiento. Un diseño incorrecto de un recipiente puede traer como consecuencia una reducción en la capacidad de operación de la totalidad de las instalaciones asociadas con la unidad. (Martinez, 1970)
SEPARADOR Dispositivos mecánicos, los cuales son vasijas generalmente de metal, construidas para operar a presión, donde el gas es separado de los líquidos y el agua libre es separada del aceite, de tal manera que las fases salgan estabilizadas, para así poder cumplir con los criterios de venta. (Requena, 2006)
CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES Los separadores se diseñan y construyen de acuerdo con las características de los hidrocarburos. A continuación, se presentan las clasificaciones más comunes para facilitar la identificación de los separadores que existen en la industria petrolera:
a) Por etapas de separación: el número de etapas de separación depende depende de factores como: presión en la cabeza del pozo, relación gas-aceite, energía del yacimiento, disponibilidad de equipo de compresión, 5
necesidad de estabilizar el aceite y el gas, entre otros. Por lo tanto, los separadores se dividen en:
Primera etapa.
Segunda etapa.
Tercera etapa o más.
Las razones por las cuales se requiere más de una etapa de separación son diversas. A medida que la corriente fluye del yacimiento a la superficie, ésta experimenta cambios en la presión y temperatura, además de que la turbulencia generada en la TP causa que las fases presentes sean mezcladas constantemente. Si el número de separadores entre la cabeza del pozo y el tanque de almacenamiento se incrementa, se obtendrá una mayor cantidad de aceite, que, a su vez, será de mayor calidad. Durante la vida útil de un sistema de producción, se espera que el separador pueda procesar una amplia cantidad de fluidos producidos. En fenómenos como la irrupción generada por la inyección de agua, o la expansión del gas utilizado en el BN, tanto la producción de agua como la relación gas-aceite siempre están cambiando, respectivamente. En muchos casos, las cargas de líquido generadas en el separador pueden exceder la capacidad diseñada originalmente, requiriendo consecuentemente más de una etapa de separación.
b) Por su forma o diseño: existen condiciones y características de los fluidos a separar que determinan cuales separadores son los apropiados para cada caso: Verticales.
Horizontales.
De un barril.
De dos barriles.
Esféricos.
c) Por fases: dependiendo de las distintas circunstancias de equipamiento, contenido de agua y sólidos en la mezcla, los separadores se pueden dividir en:
Dos fases o convencionales:
Verticales.
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Horizontales.
Esféricos.
Tres fases, trifásicos o tratadores:
Verticales.
Horizontales.
Los separadores de dos fases se encargan de separar el gas de la corriente total de líquido, mientras que el trifásico también separará la corriente de líquido en sus componentes de petróleo y agua.
d) Por rango de presión de operación: Normalmente cuando se separa por etapas, se inicia con presiones altas y se van graduando a presiones sucesivas más bajas, para poder así cumplir el objetivo principal de obtener la máxima cantidad de líquido en el tanque de almacenamiento. De tal manera que los separadores se clasifican en:
Alta presión.
Presión intermedia.
Baja presión.
e) Por su función: en el proceso de producción se requieren conocer las aportaciones de los pozos, tanto de manera individual como en conjunto, por lo que los separadores se clasifican en:
De medición.
De producción general o de grupo. (R equena, 2006 )
DESCRIPCIÓN DE UN SEPARADOR Los separadores convencionales, en sus diferentes configuraciones, operan con los mismos principios y su aplicación sólo depende de las características de los fluidos a separar, de su ubicación y de la disponibilidad de espacios. Independientemente de su forma o diseño, los separadores en su interior constan de cuatro secciones principales como se muestra en la Figura 1:
a) Sección de separación primaria: generalmente se encuentra en la parte media de la vasija. Es donde se presenta el mayor porcentaje de separación del gas debido a un cambio de la dirección del flujo. La separación en esta sección se efectúa por distintos medios: expansión brusca (separación flash); por el choque de la mezcla con una placa desviadora a la entrada del separador, se separan las moléculas de gas y líquido; por centrifugación o ciclón, al existir una 7
entrada tangencial, se induce una fuerza centrífuga al flujo que hace que los líquidos se adhieran a la pared y resbalen al fondo.
b) Sección de separación secundaria : es donde se extraen las partículas de líquido de la corriente de gas. La corriente de gas separada viaja hacia la parte superior, lo cual debe ocurrir a baja velocidad para minimizar la turbulencia que pudiera arrastrar partículas aisladas de líquido. La baja velocidad a su vez favorece el fenómeno de coalescencia, en el que las partículas mayores absorben a las menores, formando gotas cada vez más grandes, las cuales consecuentemente caen por gravedad (principal mecanismo de separación). La eficiencia de la separación depende principalmente de las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas de líquido y del grado de turbulencia.
c) Sección de extracción de niebla: se ubica en la parte superior antes de la salida del gas y es aquí donde se separan las pequeñas gotas de líquido que no se lograron eliminar en las secciones previas. El mecanismo de separación es el efecto de choque y/o fuerza centrífuga provocada por un extractor de niebla en cualquiera de sus diseños: una serie de placas, una almohadilla de alambre entretejido o un dispositivo centrífugo. Con el extractor se logran captar las pequeñas gotas de líquido (normalmente menores a 10 micras de diámetro), donde por efectos de coalescencia se forman gotas más grandes, que posteriormente se drenan y caen a la sección de acumulación de líquidos.
d) Sección de almacenamiento de líquidos: se encuentra en la parte inferior de la vasija y es donde se acumulan de manera temporal los líquidos ya libres de gases. Debe tener la suficiente capacidad para permitir el manejo de baches de líquido, así como proveer el tiempo de retención necesario para la separación eficiente del gas. Esta sección debe contar con la instrumentación adecuada de seguridad: controlador e indicador de nivel, flotador y válvula de descarga. Finalmente, tiene que estar dispuesta de tal manera que el líquido acumulado no sea arrastrado nuevamente por la corriente de gas, es decir, se debe evitar el fenómeno de reentrada. (Requena, 2006)
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Figura 1: Principales secciones de un separador Fuente: Modificado de Lu, Greene y Agrawal, 2009
CONFIGURACIONES BÁSICAS DE UN SEPARADOR Los separadores son diseñados y fabricados en forma horizontal, vertical y esférica, y en otras configuraciones más complejas. Cada configuración tiene sus ventajas específicas y limitaciones. (Requena, 2006)
Separador Horizontal Normalmente son operados con la mitad de volumen ocupado por los líquidos, lo que permite maximizar el tamaño del área de la interfase gas-líquido. Los separadores horizontales son más pequeños, por tanto, más baratos que los verticales para un gasto dado de gas y líquido. Son utilizados comúnmente para corrientes de flujo con alta relación gas-líquido y para crudo espumoso. La Figura 2 muestra un separador horizontal trifásico. (Requena, 2006)
Figura 2: Esquema de un separador horizontal trifásico Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
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Separador Vertical Este tipo de separadores, como el que se muestra en la Figura 3, son comúnmente utilizados para corrientes de flujo con relaciones gas-líquido de bajas a intermedias. Son muy adecuados para la producción que contiene arena y otros sedimentos, ya que están equipados con un cono falso de fondo para manejar la producción de arena. (Requena, 2006)
Figura 3: Esquema de un separador vertical Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
Separador Esférico Estos separadores, como el de la Figura 4, fueron diseñados originalmente para tomar y reunir las ventajas de los separadores horizontales y verticales. Sin embargo, en la práctica presentan las peores características y son muy difíciles de operar. Pueden ser muy eficientes desde el punto de vista de manejo de presión, pero tienen capacidad limitada para el manejo del oleaje y facilitan la reincorporación de líquido a la corriente de gas separado, además, su fabricación es la más complicada. (Requena, 2006)
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Figura 4: Esquema de un separador esférico Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
Funciones que debe cumplir un separador Un recipiente bien diseñado hace posible una separación del gas libre y de los diferentes líquidos. Por ende, el objetivo es cumplir con las siguientes funciones:
Permitir una primera separación entre los hidrocarburos, esencialmente líquidos y gaseosos.
Refinar más aun el proceso, mediante la recolección de partículas liquidas atrapadas en la fase gaseosa.
Liberar parte de la fracción gaseosa que pueda permanecer en la fase líquida.
Descargar, por separado, las fases líquida y gaseosa, para evitar que se puedan volver a mezclar, parcial o totalmente.
Cuando la función de separación ocurre entre la fase gaseosa y la fase liquida, la función del separador será refinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase gaseosa, y partículas de gas atrapada en la f ase líquida.
Liberar parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la líquida.
Descargar por separado la fase liquida y gaseosa, que salen del separador, con el objetivo de evitar que se vuelvan a mezclar, lo que haría que el proceso de separación fuera de baja eficiencia.
Son casi siempre verticales u horizontales y aunque no son tan comunes como los bifásicos se usan en aquellos campos donde la producción de 11
agua es muy baja, casi nula, y además ésta no viene emulsionada con el petróleo, sino que en la sección de asentamiento de líquido el agua y el aceite se separan por segregación.
Permite aislar el hidrocarburo de otros componentes indeseables como la arena y el agua
Los separadores trifásicos son diseñados para separar tres fases, constituidas por el gas y las dos fases de los líquidos inmiscibles (agua y petróleo), es decir, separar los componentes de los fluidos que se producen en el pozo.
Requisitos necesarios para el diseño de un separador Para satisfacer las funciones que debe cumplir un separador, es necesario tomar en cuenta los pasos siguientes:
La energía que posee el fluido al entrar al recipiente de ser controlada.
Las tasas de flujo de las fases líquida y gaseosa deben estar comprendidas dentro de ciertos límites, que serán definidos a mediad que se analice el diseño. Esto hace posible que inicialmente la separación se efectúe gracias a las fuerzas gravitacionales, las cuales actúan sobre esos fluidos, y que se establezca un equilibrio entre las fases líquidovapor.
La turbulencia que ocurre en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada.
La acumulación de espuma y partículas contaminantes ha de ser controlada.
Las fases líquida y gaseosa no se deben poner en contacto una vez separadas.
Las salidas de los fluidos necesitan estar provistas de controles de presión y/o nivel.
Las regiones del separador donde se pueden acumular sólidos deben, en lo posible, tener las previsiones para la remoción de estos sólidos.
El separador requiere válvulas de alivio, con el fin de evitar presiones excesivas,
debido
a
diferentes
causas,
por
ejemplo:
líneas
obstaculizadas. 12
El separador debe estar dotado de manómetros, termómetros, controles de nivel visibles para en lo posible, hacer revisiones visuales.
Es conveniente que todo recipiente tenga una boca de visitas, para facilitar la inspección y mantenimiento.
El cumplimiento de los puntos antes mencionados es fundamental para obtener la eficiencia requerida. Por consiguiente, la separación depende con preferencia, del diseño del equipo usado en el procesamiento y de las condiciones tanto corriente arriba como corriente abajo. (Martinez, 1970)
Factores que se deben considerar durante el diseño A los efectos del diseño de un separador se deben considerar los parámetros que afectan el comportamiento del sistema. Se analizarán las propiedades de los fluidos, las cuales derivan del comportamiento de las fases que se separan cuando la mezcla de hidrocarburos entra al recipiente. Las características del gas y del líquido dentro de la unidad interviene de manera directa en el dimensionamiento. Se estudiarán, luego, las diferentes secciones del separador, lo cual conduce a determinar, con el soporte de los dos puntos anteriormente estudiados, el tipo de recipiente a utilizar. (Martinez, 1970)
Propiedades de los fluidos Cuando se diseña un separador, es necesario tomar en cuenta ciertos factores y propiedades asociados con los fluidos que van a ser procesados. Entre ellos están los siguientes:
Las tasas de flujo mínima y máxima del líquido y del gas y su respectivo promedio.
La temperatura y la presión de operación del separador
Las propiedades de los fluidos, tales como: densidad, viscosidad y corrosividad.
La presión de diseño del separador.
El número de fases que debe manejar la unidad, por ejemplo: liquido-gas (separador bifásico) o crudo-agua-gas (separador trifásico).
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Las impurezas que pueden estar presentes en los fluidos, como arena,
parafina y otras. La tendencia de los fluidos a formar espuma y su impacto en la corriente
aguas abajo.
El efecto de la velocidad de erosión.
Las variaciones transitorias de la tasa de alimentación de separador.
SEPARADORES TRIFÁSICOS Estos separadores llamados comúnmente eliminadores de agua libre, además de separar las fases líquida y gaseosa, separan el líquido en aceite y agua no emulsionada en el aceite. La separación del líquido en aceite y agua no emulsionada tiene lugar por diferencia de densidades. Para esto, se proporciona al liquido suficiente tiempo de residencia y se deposita en un espacio donde no hay turbulencia. Además de las secciones y dispositivos con que cuentan los separadores de líquido y gas, el separador de tres fases tiene las siguientes características especiales: •
Una capacidad de líquidos suficiente para proporcionar el tiempo de retención necesaria para que se separe el aceite y el agua.
•
Un sistema de control para la interfase agua-aceite
•
Dispositivos de descarga independiente para el agua y el aceite
Si el aceite y el agua están mezclados con un cierto grado de intensidad que permite su separación por efecto de la gravedad, entonces aparece en la parte inferior del recipiente una capa de agua relativamente limpia, cuyo crecimiento sigue con el tiempo. Después de un periodo largo de tiempo, el cambio en la altura de la capa de agua es despreciable, la fracción de agua así obtenida es llamada agua libre y el separarla antes del aceite y de emulsiones remanentes, tare beneficios como son: requerimientos mínimos de calor de tratamiento, menor número de etapas en el proceso de deshidratación y por consiguiente disminución de los costos de operación. (Hincapié, 1987) 14
SEPARADOR TRIFÁSICO HORIZONTAL Los separadores trifásicos están diseñados como recipientes a presión horizontales o verticales. La Figura 5 es un esquema de un típico separador trifásico horizontal. El fluido entra al separador y golpea un desviador de entrada. Este cambio repentino en el momento hace la separación bruta inicial de líquido y vapor. En la mayoría de los diseños, el desviador de entrada contiene un pliegue descendente que dirige el flujo de líquido por debajo de la interfaz aceiteagua. (Arnold & Stewart, 2008)
Figura 5: Esquema de un separador trifásico horizontal con control de nivel de interfaz y vertedero
Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
Esto fuerza a la mezcla de entrada de aceite y agua a mezclarse con la fase continua de agua en el fondo del recipiente y subir a través de la interfaz aceiteagua. Este proceso se llama "lavado con agua" y promueve la coalescencia de las gotas de agua, que están atrapadas en la fase continua de aceite. La Figura 6 ilustra los principios del "lavado con agua". El desviador de entrada asegura que se lleva poco gas con el líquido, y el lavado con agua asegura que el líquido no caiga sobre la interfaz gas-aceite o agua-aceite, mezclar el líquido retenido
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en el recipiente y dificultar el control de la interfaz aceite-agua. (Arnold & Stewart, 2008)
Figura 6: Desviador de entrada que ilustra los principios del lavado con agua Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
La sección de recogida de líquido del recipiente proporciona suficiente tiempo para que el aceite y la emulsión formen una capa o "almohadilla de aceite" en la parte superior del agua libre. El agua libre se deposita en el fondo. La Figura 7 es una vista en corte de un separador trifásico horizontal típico con un controlador de nivel de interfaz y vertedero. El vertedero mantiene el nivel de aceite y el controlador de nivel mantiene el nivel del agua. El aceite se pasa por encima del vertedero. El nivel de aceite aguas abajo del dique está controlado por un controlador de nivel que opera la válvula de descarga de aceite.
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Figura 7: vista en corte de trifásico horizontal con control de nivel de interfaz y vertedero Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
El agua producida fluye desde una boquilla en el recipiente ubicado aguas arriba del vertedero de petróleo. Un controlador de nivel de interfaz detecta la altura de la interfaz aceite-agua. El controlador envía una señal a la válvula de descarga de agua, lo que permite que la cantidad correcta de agua salga del recipiente de modo que la interfaz aceite-agua se mantenga a la altura de diseño. El gas fluye horizontalmente y sale a través de un extractor de niebla a una válvula de presión de control que mantiene la presión constante del recipiente. El nivel de la interfaz gas-aceite puede variar de 50% a 75% del diámetro dependiendo sobre la importancia relativa de la separación líquido-gas. La más común de la configuración está medio llena, y esto se usa para las ecuaciones de diseño en esta sección. Ecuaciones similares pueden desarrollarse para otra interfaz niveles. La Figura 8 muestra una configuración alternativa conocida como diseño "cubo y vertedero". La Figura 9 es una vista en corte de un separador trifásico horizontal con un cubo y un vertedero. Este diseño elimina la necesidad de un controlador de interfaz líquido. Tanto el aceite como el agua fluyen sobre las presas donde el control de nivel se logra mediante un simple flotador desplazador. El aceite desborda el vertedero de aceite en una cubeta de aceite donde su nivel está controlado por un controlador de nivel que opera la válvula de descarga de aceite. El agua fluye por debajo del cubo de aceite y luego por un vertedero de agua. El nivel aguas abajo de este vertedero está controlado por un controlador de nivel que opera la válvula de descarga de agua. Como se muestra en las Figuras 8 y 9, la parte posterior del cubo de aceite está más alta que la parte frontal del cucharón. Esta configuración de altura diferencial asegura que el aceite no fluya por la parte posterior del cucharón y salga con el agua en caso de que el balde se inunde. La altura del vertedero de aceite controla el nivel de líquido en el recipiente. La diferencia de altura de las represas de aceite y agua controla el grosor de la capa 17
de aceite debido a las diferencias de gravedad específicas. Es crítico para el funcionamiento del buque que la altura del vertedero de agua esté suficientemente por debajo de la altura del vertedero de aceite, de modo que el espesor de la capa de aceite proporcione suficiente tiempo de retención de aceite. Si el vertedero de agua es demasiado bajo y la diferencia en la gravedad específica no es tan buena como se esperaba, entonces la capa de aceite podría crecer en espesor hasta un punto donde se barrerá el aceite por debajo de la caja de aceite y por la salida de agua. Normalmente, ya sea el aceite o el vertedero de agua se hace ajustable de modo que se puedan acomodar los cambios en las gravedades o caudales específicos de aceite o agua.
Figura 8: Esquema de un separador trifásico horizontal con un cubo y un vertedero Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
Figura 9: vista en corte de un separador trifásico horizontal con un cubo y un vertedero Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
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Para obtener la altura deseada de la plataforma de aceite, el vertedero de agua debe colocarse a una distancia debajo del vertedero de petróleo. Esta distancia se calcula usando la siguiente ecuación, que se desarrolla igualando las cabezas estáticas en el punto "A".
Donde:
∆ℎ = ℎ [1 − ( )]
∆ℎℎ == , ℎ , = , ; = , ; Esta ecuación no tiene en cuenta la altura del aceite y el agua que fluye sobre el vertedero y presenta una vista de los niveles cuando no hay entrada. Una gran entrada de aceite hará que la parte superior de la almohadilla de aceite se eleve; la almohadilla de aceite se volverá más gruesa, y la cubeta de aceite debe ser lo suficientemente profunda para que el aceite no fluya por debajo. De manera similar, una gran afluencia de agua hará que el nivel de agua que fluye sobre el vertedero de agua se eleve, y habrá un gran flujo de aceite desde la capa de aceite sobre el vertedero de petróleo hasta que se establezca un nuevo “hw”.
Estos efectos dinámicos se pueden minimizar haciendo los vertederos el mayor tiempo posible. Los separadores trifásicos con un diseño de cubo y vertedero son más efectivos con altas tasas de flujo de agua a aceite y / o pequeñas diferencias de densidad. (Arnold & Stewart, 2008) El diseño de control de interfaz tiene la ventaja de ser fácilmente ajustable para manejar cambios inesperados en la gravedad o el caudal de aceite o agua específicos. El control de interfaz debe considerarse para aplicaciones con altos índices de flujo de aceite y/o grandes diferencias de densidad. Sin embargo, en aplicaciones de petróleo pesado o donde se prevén grandes cantidades de emulsión o parafina, puede ser difícil detectar el nivel de interfaz. En tal caso, se recomienda el control de la cubeta y el vertedero. (Arnold & Stewart, 2008) 19
Diseño de un separador trifásico horizontal Tamaño del separador horizontal: medio lleno Para determinar el tamaño de un separador trifásico horizontal, es necesario especificar el diámetro de un recipiente y la longitud del recipiente de costura a costura. Las consideraciones de capacidad de gas y tiempo de retención establecen ciertas combinaciones aceptables de diámetro y longitud. La necesidad de sedimentar gotas de agua de 500 micras del aceite y gotas de aceite de 200 micras del agua establece un diámetro máximo correspondiente al tiempo de retención de líquido dado. (Arnold & Stewart, 2008)
Restricción de la capacidad de gas:
Los principios de las gotas de líquido que se establecen a través de un gas se pueden usar para desarrollar una ecuación para dimensionar un separador para un índice de flujo de gas. Al establecer el tiempo de retención de gas igual al tiempo requerido para que una gota se asiente en la interfaz líquida, se pueden derivar las siguientes ecuaciones:
Donde:
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Restricción del tiempo de retención:
Las restricciones de tiempo de retención de líquidos se pueden usar para desarrollar la siguiente ecuación, que puede usarse para determinar combinaciones aceptables de
.
Donde:
Demostración:
21
Ç
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Colocación de gotas de agua de la fase oleosa:
La velocidad de las gotas de agua que se sedimentan a través del petróleo se puede calcular usando la ley de Stokes. A partir de esta velocidad y del tiempo de retención de la fase de aceite especificado, puede determinarse la distancia que puede establecer una gota de agua. Esta distancia de asentamiento establece un grosor máximo de la capa de aceite dado por la siguiente fórmula:
Demostración:
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Este es el espesor máximo que puede tener la almohadilla de aceite y aún permite que las gotas de agua se sedimenten a tiempo (t r )o. Para dm=500 micrones se usa la siguiente la ecuación:
Para un tiempo de retención de aceite dado [(t r )w] y un tiempo de retención de agua dado [(tr )w], la restricción de espesor máximo de la almohadilla de aceite establece un diámetro máximo de acuerdo con el siguiente procedimiento:
1. Calcular (ho)max. Use gotas de 500 micras si no hay otra información disponible. 2. Calcule la fracción del área transversal del buque ocupada por la f ase de agua Esto es dado por:
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Figura 10: coeficiente β para un cilindro medio lleno de líquido Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
3. De la figura anterior obtenemos el valor del coeficiente “β”
Donde:
Derivando la ecuación:
Obtenemos:
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Procedimiento y ejemplo para dimens ionar s eparadores trifási cos hori zontales: medio lleno
Datos: Procedimiento El siguiente ejemplo fue tomado y modificado del libro “Surface production operations” de Arnold y Steward . Dimensionamiento de un separador trifásico horizontal.
Datos: Unidades Qo= Qw= Qg= P= T= API= (SG)w= Sg=
SI 33 19,8 5902 690 32,2 305,35 30 1,07 0,6
m3/hr m3/hr sm3/hr kPa °C °K
4982 2989 5 100 90 550 30 1,07 0,6
CAMPO BOPD BWPD MMscfd psia °F °R
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(tr)o= (tr)w= Uo= Ug= g l Drw= Dmo= cD=
10 10 10 1 49 866 500 200 2,01
min min cp cp kg/m3 kg/m3 micones micrones
10 10 10 1 3 54 500 200 2,01
min min Cp Cp lb/ft3 lb/ft3 micrones micrones
Procedimiento Paso 1: Calcular la diferencia de gravedades especificas:
141,5 = 141,5 = 0,8762 = 131, 5 + 131,5 +30 ∆ = 1,07 − 0,762 = 0,1938
Paso 2: Calcule el espesor máximo de la almohadilla de aceite (h o)max. Use 500 micrones tamaño de gota si no hay otra información disponible.
∙ ∆ ∙ ℎ = 0,033 10 ∙ 0, 1 938 ∙ 500 ℎ = 0,033 = 1599 10
Para el dm se usa el valor del agua porque se esta analizando las gotas de agua eliminadas sobre el petróleo.
Paso 3: Calcular fase de agua.
la fracción del área transversal del buque ocupada por la = 0,5 ∙ ∙ + = 0,5 ∙ 19,8 ∙ 10 = 0,1875 10∙ 33 + 19,8 ∙ 10
Paso 4: Encontrar el valor del coeficiente “β” con el dato calculado en el paso 3. Se usa la figura 10.
27
= 0,1875 → = 0,25
Paso 5: Calcular el dmax.
= ℎ = 10,59925 = 6397
Paso 6: Calcule combinaciones de d (diámetro interno), Leff (longitud efectiva
del contenedor), para menor que
que satisfaga la restricción de capacidad
de gas. Use un tamaño de gota de 100 micras si no hay otra información disponible.
28
= 34,5 ( ) − / / 305, 3 50, 9 9∗ 5902 49 2, 0 1 = 34,5 {(866 − 49) 100 } 690 = 3097,3292
Consulte la Tabla 5-6 para obtener resultados.
, para menor que que satisfacen las restricciones de tiempo de retención de aceite y agua. = 42000 + = 4200019,810 + 3310 = 22176000 Paso 7: Calcule combinaciones de ,
Consulte la Tabla 5-7 para obtener resultados.
Paso 8: Estime la longitud de la costura a la costura. 29
= + para capacidad de gas = 43 í Paso 9: Seleccione la relación de slenderness (1000* L ss / d). Las opciones en el rango de 3 a 5 son comunes. Tiempo de Capacidad de retención d(mm)
Leff(m)
Lss(m)
SR(1000*Lss/d)
d^2*Leff
1524
9,65
12,9
8,4
22412858
1828,8
6,7
8,9
4,9
22408213
2133,6
4,62
6,2
2,9
21031390
2438,4
3,77
5,0
2,1
22415645
2743,2
2,98
4,0
1,4
22424936
Paso 10: Elija un tamaño razonable que no viole la restricción de la capacidad del gas o la restricción del espesor de la almohadilla de aceite. Las posibles opciones son 1828 mm de diámetro por 8,93 m costura por costura y 2133,6 mm de diámetro por 6,56 m costura por costura. 2133,6
4,62
6,2
2,9
21031390
Aplicación del Separador Horizontal
Áreas de espacio vertical limitado o reducido
Producción de fluidos espumosos
Aplicación de separación trifásica con eficiencia
Corriente arriba de equipo de procesos que no tolera partículas de líquido en el gas.
Corriente debajo de equipo que provoca o causa formación de líquidos. (Hincapié, 1987)
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SEPARADOR TRIFÁSICO VERTICAL La Figura 11 muestra una configuración típica para un separador trifásico vertical. El flujo entra en el recipiente a través del lado como en el separador horizontal. El desviador de entrada separa la mayor parte del gas. Se requiere una esquina inferior para dirigir el líquido a través de la interfaz de aceite-gas para no perturbar la acción de remplazo de aceite que tiene lugar. Se necesita una chimenea para igualar la presión de gas entre la sección inferior y la sección de gas. (Arnold & Stewart, 2008)
Figura 11: Esquema de un separador trifásico vertical con una interfaz de nivel de control Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
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La salida del esparcidor, o de la esquina inferior, se encuentra justo debajo de la interfaz de aceite y agua, por lo tanto, "lava con agua" la corriente entrante. Desde este punto a medida que el aceite sube, cualquier agua libre atrapada dentro de la fase de aceite se separa. Las gotas de agua fluyen a contracorriente del aceite. De manera similar, el agua fluye hacia abajo y las gotitas de aceite atrapadas en la fase de agua tienden a elevarse en contracorriente al flujo de agua. Las figuras 12 y 13 son vistas de separadores trifásicos verticales sin lavado con agua y con control de interfaz. (Arnold & Stewart, 2008)
Figura 12: Vista recortada de un separador trifásico vertical sin agua de lavado y con extractor de vapor.
Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
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Figura 13: Vista recortada de un separador trifásico vertical sin agua de lavado y con extractor de niebla de malla de alambre
Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
La Figura 14 muestra los tres métodos diferentes de control que se usan a menudo en los separadores verticales. El primero es el control estrictamente de nivel. Se utiliza un flotador de desplazamiento regular para controlar la interfaz gas-aceite y regular una válvula de control que descarga aceite de la sección de aceite. Se utiliza un flotador de interfaz para controlar la interfaz de agua y aceite y regular una válvula de control de salida de agua. Debido a que no se utilizan deflectores internos ni vertederos, este sistema es el más fácil de fabricar y maneja mejor la producción de arena y sólidos. El segundo método que se muestra utiliza una presa para controlar el nivel de la interfaz gas-petróleo en una posición constante. Esto da como resultado una mejor separa ción del agua del aceite, ya que todo el aceite debe elevarse a la altura de la presa de aceite antes de salir del recipiente. Sus desventajas son que la caja de aceite ocupa el volumen del barco y cuesta dinero fabricarlo. Además, los sedimentos y los sólidos podrían acumularse en la caja de aceite y ser difíciles de drenar, y se 33
puede requerir un cierre separado de bajo nivel para evitar que la válvula de descarga de aceite no se abra. El tercer método utiliza dos presas, lo que elimina la necesidad de una interfaz flotante. El nivel de interfaz es controlado por la altura de la externa vertedero de agua en relación con la presa de aceite o la altura de salida. Esto es similar al diseño de cubos y vertederos de separadores horizontales. La ventaja de este sistema es que elimina el control de nivel de interfaz. La desventaja es que requiere tuberías y espacio externos adicionales. En climas fríos, la pata de agua a veces se instala en el interior del recipiente, de modo que el aislamiento del recipiente evitará que se congele. (Arnold & Stewart, 2008)
Figura 14: Esquema de control de nivel del líquido Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
Diseño de un separador trifásico vertical Al igual que con los separadores de dos fases verticales, debe mantenerse un diámetro mínimo para permitir que las gotas de líquido se separen del gas que se mueve verticalmente. El recipiente también debe tener un diámetro lo suficientemente grande como para permitir que las gotas de agua se asienten en la fase de aceite que fluye hacia arriba y para que las gotas de aceite aumenten en la fase de agua hacia abajo. El requisito de tiempo de retención de líquido especifica la combinación de diámetro y altura de volumen de líquido. Se puede elegir cualquier diámetro mayor que el mínimo requerido para la capacidad de gas y para la separación de líquidos. (Arnold & Stewart, 2008) 34
Restricción de la capacidad del gas:
Al establecer la velocidad del gas igual a la velocidad de sedimentación terminal de una gota, se puede derivar lo siguiente:
Solución de gotas de agua de la fase de aceite
El requisito para eliminar las gotas de agua del aceite requiere que se cumpla la siguiente ecuación:
Demostración:
35
Para gotitas de 500 micrones se convierte en:
Aceite de sedimentación de la fase de agua:
El requisito para separar el aceite del agua requiere que se cumpla la siguiente ecuación:
36
Para gotitas de 200 micrones se convierte en:
Restricción de tiempo de retención:
Donde:
Longitud de costura a costura:
Al igual que con los separadores trifásicos horizontales, el diseño específico de las partes internas de la embarcación afectará la longitud de costura a costura. La longitud de costura de costura (Lss) de los recipientes verticales se puede estimar según el diámetro y la altura del líquido. Como se muestra en la Figura 15, se debe tener en cuenta la sección de asentamiento por gravedad (separación de gas), desviador de entrada, extractor de niebla y cualquier espacio debajo de la salida de agua. 37
Figura 15: Longitud aproximada de la costura de costura a costura para un separador trifásico vertical.
Fuente: Modificado de Arnold et al., 2008
Donde:
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Proporción de esbeltez:
Al igual que con los separadores trifásicos horizontales, cuanto mayor es la relación de esbeltez, menos costoso es el recipiente. En los separadores verticales cuyo tamaño está dominado por líquidos, es común elegir relaciones de esbeltez no mayores a 4 para mantener la altura de la sección de recolección de líquidos en un nivel razonable. Las opciones entre 1,5 y 3 son comunes, aunque las restricciones de altura pueden forzar la elección de una relación de esbeltez más baja. (Arnold & Stewart, 2008) Procedimiento y ejemplo para dimens ionar s eparadores trifási cos verticales El siguiente ejemplo fue tomado y modificado del libro “Surface production operations” de Arnold y Steward . Dimensionamiento de un separador trifásico vertical.
Datos: Unidades Qo= Qw= Qg= P= T= API= (SG)w= Sg= (tr)o= (tr)w= Uo= Uw= g l Dmw= Dmo= cD= Z
5000 3000 5 100 90 550 30 1,07 0,6 10 10 10 1 0,3 54,7 500 200 2,01 0,99
CAMPO BOPD BWPD MMscfd psia °F °R
min min Cp Cp lb/ft3 lb/ft3 micrones micrones
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Procedimiento Paso 1: Calcular la diferencia de gravedades especificas:
141,5 = 141,5 = 0,8762 = 131, 5 + 131,5 +30 ∆ = 1,07 − 0,762 = 0,1938
Paso 2: Calcule el diámetro mínimo requerido para asentar una gota de líquido a través de la fase de gas.
) ]/ − / 550 0, 9 95 0, 3 2, 0 1 = 5040 100 [(54,7 − 0,3) 100 ] = 34,9 = 5040[][(
Paso 3: Calcule el diámetro mínimo requerido para que las gotas de agua se asienten a través de la fase de aceite
∗ = 6690 ∆ ∗10 = 66900, 5000 194500 = 83
Paso 4: Calcule el diámetro mínimo requerido para que las gotas de aceite suban a través de la fase de agua.
∗ = 6690 ∆ ∗1 ) = 6690( 3000 0,194200 = 50,8
Paso 5: Seleccione el diámetro más grande de los pasos 2 a 4 como el diámetro interior mínimo requerido.
= 83 40
Paso 6: Calcule ho + hw.
+ ℎ + ℎ = 0,12
ℎ + ℎ = 1050000,1 2+ 103000 Consulte la Tabla 5-2 para obtener resultados.
Paso 7: Calcular la longitud de costura a costura (Lss). Seleccione el valor más grande.
= ℎ + ℎ12 + 76 ≤ 36 = ℎ + ℎ12+ + 40 > 36
Consulte la Tabla 5-2 para obtener resultados.
Paso 8: Calcular la relación de esbeltez. Las opciones en el rango de 1.5 a 3 son comunes.
Delgadez = 12dLss do
ho+hw
Lss
SR
in
In
ft
84
94
18,21
2,6
90
82
17,69
2,4
96
72
17,36
2,2
102
64
17,17
2,0
41
Paso 9: Haga la selección final: calcule combinaciones de d y ho + hw para diámetros mayores que el diámetro mínimo. Vea la Tabla 5-2 para los resultados. Seleccione 90 en el diámetro exterior (OD) × 20 pies de longitud de costura a costura (s / s). 90
82
17,69
2,4
Aplicación del Separador Vertical Flujo con alta RGA
Corrientes con cantidades considerables de arena, lodos, etc.
Área de espacio horizontal limitado
Flujos caracterizados por gastos instantáneos elevados
Corriente arriba de equipo de procesos que no tolera partículas de líquido en el gas.
Corriente debajo de equipo que provoca o causa formación de líquidos.
Diagrama de flujo de procesos Un diagrama de flujo de procesos (PFD) es un tipo de diagrama de flujo que ilustra las relaciones entre los principales componentes de una planta industrial. Se usa ampliamente en los ámbitos de ingeniería química e ingeniería de procesos. Estos emplean un conjunto de símbolos y notaciones para describir un proceso. Los símbolos cambian en distintos lugares y los diagramas pueden variar desde simples garabatos trazados a mano o notas adhesivas hasta diagramas de aspecto profesional con información detallada expansible desarrollados mediante software.
Propósitos y beneficios Un diagrama de flujo de procesos tiene múltiples propósitos:
Documentar un proceso con el fin de lograr una mejora en l a comprensión, el control de calidad y la capacitación de los empleados.
Estandarizar un proceso para obtener una eficiencia y repetibilidad óptimas.
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Estudiar un proceso para alcanzar su eficiencia y mejora. Ayuda a mostrar los pasos innecesarios, cuellos de botella y otras ineficiencias.
Crear un proceso nuevo o modelar uno mejor.
Comunicar y colaborar con diagramas que se dirijan a diversos roles dentro y fuera de la organización.
Símbolos y elementos de diagramas de flujo de procesos Los símbolos de PFD más comunes que se usan hoy provienen de agencias, como la Organización Internacional de Normalización (ISO 10628, diagramas de flujo para plantas de procesos, reglas generales), el Instituto Alemán de Normalización (DIN) y el Instituto Nacional Estadounidense de Estándares (ANSI). Sin embargo, muchas empresas usan sus propios símbolos, que suelen ser muy similares, pero varían cuando se vuelven más detallados. Un PFD típico para el proceso de una única unidad incluirá estos elementos:
Equipos principales: incluidos nombres y números de ID. Los ejemplos incluyen compresores, mezcladoras, recipientes, bombas, calderas y refrigeradores.
Tubería de procesos: Traslada el producto, que por lo general es de consistencia líquida, entre las partes de los equipos.
Dirección del flujo del proceso.
Válvulas de control y válvulas de proceso crítico.
Sistemas principales de recirculación y derivación.
Datos operativos: tales como la presión, temperatura, densidad, tasa de flujo de masa y el balance de masa y energía. Los valores muchas veces incluyen un máximo, un estándar y un mínimo.
Composición de fluidos.
Nombres de flujos de procesos.
Conexión con otros sistemas. Diagrama de tuberías e instrumentación (P&ID)
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Un diagrama de tuberías e instrumentación o P&ID muestra las tuberías y los componentes relacionados del flujo de un proceso físico. Se utiliza más comúnmente en el campo de la ingeniería.
Función y propósito de los P&IDs Los P&IDs son fundamentales para el mantenimiento y modificación del proceso que representan gráficamente. En la etapa de diseño, el diagrama también ofrece la base para el desarrollo de esquemas de control del sistema, como el Análisis de Riesgos y Operabilidad (HAZOP, por sus siglas en inglés). En el caso de las instalaciones de procesamiento, se trata de una representación gráfica de:
Los detalles clave de las tuberías e instrumentación
Los esquemas de control y apagado
Los requisitos de seguridad y normativa
La información básica de arranque y operación
Sobre los símbolos de DTI Los diagramas de tuberías e instrumentación o DTI, se utilizan para crear documentación importante para procesos de instalaciones industriales. Las formas en esta leyenda son representativas de la relación funcional entre tuberías, instrumentación, y unidades de equipos de sistemas. Los hemos dividido en siete grupos principales: equipo, tuberías, vasijas, intercambiadores de calor, bombas, instrumentos y válvulas.
Símbolos de equipo El equipo se compone de diversas unidades P&ID que no encajan en las otras categorías. Este grupo incluye hardware como compresores, bandas transportadoras, motores, turbinas, aspiradoras y otros aparatos mecánicos.
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Símbolos de tuberías Una tubería es un tubo que transporta sustancias líquidas. Las tuberías pueden hacerse de varios materiales, incluyendo metal y plástico. El grupo de tuberías está comprendido por tuberías de uno a muchos, tuberías multi línea, separadores y otros tipos de dispositivos de tuberías.
Símbolos de bomba Una bomba es un dispositivo que utiliza succión o presión para elevar, comprimir, o mover fluidos hacia dentro o hacia fuera de otros objetos. Esta sección está comprendida por bombas y ventiladores.
Símbolos de instrumentos Un instrumento es un dispositivo que mide – y a veces controla – cantidades tales como flujo, temperatura, ángulo o presión. El grupo de instrumentos contiene indicadores, transmisores, grabadoras, controladores y elementos.
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Símbolos de válvulas Una vasija es un contenedor que se utiliza para almacenar fluidos. También puede alterar las características del fluido durante el almacenamiento. La categoría de vasijas incluye tanques, cilindros, columnas, bolsas, y otras vasijas.
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DIAGRAMA P&ID DEL SEPARADOR TRIFASICO HORIZONTAL Y VERTICAL
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DIAGRAMA P&ID DEL FLUJO DE FLUIDOS AL PASAR POR UN SEPARADOR
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CONCLUSIONES Los equipos de separación son de gran importancia para la industria
petrolera, pues su función básica es separar las mezclas del líquido y gas que salen del yacimiento.
El tipo de separador se selecciona de acuerdo a las fases que tengamos en nuestro yacimiento, pues el conocimiento de esta información nos facilita el diseño de el equipo de separación.
Los separadores trifásicos además de separar las fases líquida y gaseosa, separan el líquido en aceite y agua no emulsionada en el aceite. La separación del líquido en aceite y agua no emulsionada, tiene lugar por diferencia de densidades.
Las características físicas y químicas de los fluidos que se van a separar (viscosidad, densidad, equilibrio de las fases, etc.) intervienen de manera fundamental en la capacidad de los separadores.
La longitud, espesor y diámetro dependen entre sí siendo el diámetro inversamente proporcional a las otras dos. Por eso al momento de hacer el diseño es necesario basar las tomas las decisiones en la sinergia de estos tres componentes al precio mas rentable.
RECOMENDACIONES Todos los instrumentos deben tener certificados de calibración para
conocer el error de medida que tienen los instrumentos.
Es importante conocer las propiedades de los fluidos que tenemos en el yacimiento pues sólo así podremos diseñar correctamente nuestro equipo de separación.
Establecer las características de fabricación de separadores, tales como: resistencia de los materiales y tipo de material.
Por el factor económico es recomendable elegir el diseño del separador más pequeño que cumpla con las exigencias de producción.
Para los cálculos es recomendable poner comentarios o identificaciones a las variables del proceso para evitar confusiones en caso de necesitar hacer un análisis.
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