CAPITULO 1. GENERALIDADES
1
1.
1.1
GENERALIDADES
INTRODUCCION
Dentro de la escuela escuela militar de ingeniería ingeniería de la carrera de ingeniería ingeniería petrolera petrolera se vio la necesidad de profundizar el conocimiento de la materia de Tecnología del gas II para lo cual se aplicó la metodología de investigación bibliográfica. El siguiente trabajo se basa en realizar un estudio de los separadores vertical y simula simularr a través través de ello ello los dife difere rente ntes s roles roles
de aplic aplicac ación ión
ue ue cumpl cumple e el
separador vertical en el procesamiento de separación y otros del gas natural.
El gas natural procedente de la producción de un pozo! generalmente contiene agua! este se puede encontrar en estado líuido y"o vapor dentro de la mezcla gaseosa. El contenido de agua en el gas tiene ue ser reducido y controlado para asegura asegurarr un procesa procesamien miento to y transpo transporte rte seguro. seguro. #as princip principales ales razones razones para eliminar el agua del gas natural son$
1. El gas natural en las condiciones adecuadas puede combinarse con el agua libre libre para formar %idrato %idratos s sólidos sólidos ue pueden taponar taponar válvulas válvulas!! accesor accesorios ios o incluso tuberías! esto puede impedir al transporte de la mezcla gaseosa.
2. El agua se puede condensar dentro de la tubería! causando flujo tapón y posible erosión.
3. &uede provocar la corrosión de la tubería! ya ue la corrosión es una reacción uímica en la ue intervienen tres factores$ la pieza manufacturada 'tubería! el ambiente y el agua! o por medio de una reacción electrouímica.
2
1.
1.1
GENERALIDADES
INTRODUCCION
Dentro de la escuela escuela militar de ingeniería ingeniería de la carrera de ingeniería ingeniería petrolera petrolera se vio la necesidad de profundizar el conocimiento de la materia de Tecnología del gas II para lo cual se aplicó la metodología de investigación bibliográfica. El siguiente trabajo se basa en realizar un estudio de los separadores vertical y simula simularr a través través de ello ello los dife difere rente ntes s roles roles
de aplic aplicac ación ión
ue ue cumpl cumple e el
separador vertical en el procesamiento de separación y otros del gas natural.
El gas natural procedente de la producción de un pozo! generalmente contiene agua! este se puede encontrar en estado líuido y"o vapor dentro de la mezcla gaseosa. El contenido de agua en el gas tiene ue ser reducido y controlado para asegura asegurarr un procesa procesamien miento to y transpo transporte rte seguro. seguro. #as princip principales ales razones razones para eliminar el agua del gas natural son$
1. El gas natural en las condiciones adecuadas puede combinarse con el agua libre libre para formar %idrato %idratos s sólidos sólidos ue pueden taponar taponar válvulas válvulas!! accesor accesorios ios o incluso tuberías! esto puede impedir al transporte de la mezcla gaseosa.
2. El agua se puede condensar dentro de la tubería! causando flujo tapón y posible erosión.
3. &uede provocar la corrosión de la tubería! ya ue la corrosión es una reacción uímica en la ue intervienen tres factores$ la pieza manufacturada 'tubería! el ambiente y el agua! o por medio de una reacción electrouímica.
2
4. El vapor de agua aumenta el volumen y disminuye el valor energético del gas. 5. &ara la compra y venta de gas deben lograr especificaciones con un límite má(imo de ) libras de agua por cada millón de pies c*bicos de gas o en el sistema decimal +!,- cm de agua por cada metro c*bico de gas o ,!- litros de agua por cada ,+.+++ metros c*bicos de gas./.
mediante esta investigación se trata de %acer comprender la finalidad ue tienen tanto el tratamiento como el acondicionamiento del gas natural dentro los cuales se
tien tienen en
los los
proc proces esos os
de
separ eparac ació ión n
'sep 'separ arad ador ores es/! /!
des% des%id idra rata taci ción ón
y
endulzamiento endulzamiento del gas los cuales nos sirven para ponerlo en condiciones condiciones óptimas para lograr una má(ima eficiencia en su transporte y no tener inconvenientes ni problemas problemas durante el mismo! también nos sirven estos procesos para eliminar del gas todo auel elemento contaminante o impurezas ue no admitan los euipos donde se utilizará! o estén por encima de los valores admitidos por normas y reglamentaciones.
3
1.2
ANTECEDENTES
En 0olivia e(isten plantas de gas como la de colpa! 1an 2lberto! 1an 2ntonio y 1ábalo 1iendo las más grandes del país.
#uego de la nacionalización de los %idrocarburos se incrementó la producción de gas para el mercado interno y las e(portaciones. 3on la recuperación del gas se está está cumpl cumplien iendo do con con la indust industria rializ lizac ación ión a travé través s de los proye proyecto ctos s de urea urea44 amoniaco y la planta de etileno. #os campos 1ábalo! 1an 2lberto 2lberto y 5argarita son los mayores productores de gas y garantizan el abastecimiento al mercado interno y e(terno! revela un informe de 6acimientos &etrolíferos 7iscales 0olivianos '6&70/.
5edi 5edian ante te Decr Decret eto o 1upr 1uprem emo o 89)+ 89)+,! ,! del del , de mayo mayo de 8++: 8++:!! el ;obi ;obier erno no nacionalizó los %idrocarburos con el objetivo de priorizar el mercado interno e industrializar el gas para generar más recursos. El <9= del territorio nacional cuenta con potencial %idrocarburiféro y recientes estudios se>alan ue el país podría tener :+ trillones de pies c*bicos de gas 'T37! por sus siglas en inglés/. ?De acuerdo con los más recientes estudios! se estima ue el país puede contar con más de :+ T37 de gas natural y más de 8.+++ millones de %idrocarburos líuidos a*n por descubrir@! sostiene una publicación 6&70.
&or las características geográficas 0olivia tiene importantes zonas con potencial de %idrocarburos! entre ellas se encuentran las zonas 5adre de Dios! llanura benia beniana na!! suband subandin ino o norte norte!! suban subandin dino o sur! sur! pied piedemo emonte nte!! llanur llanura a c%au c%aue> e>a a y altiplano.
En la actualidad 0olivia cuenta con ,+< áreas e(ploratorias! de las cuales <) se encu encuen entr tran an disp dispon onib ible les s para para ue ue la esta estata tall de %idr %idroc ocar arbu buro ros s y empr empres esas as desarrollen proyectos de e(ploración. 4
3on 3on la recup recupera eraci ción ón del del gas gas el ;obie ;obiern rno o impuls impulsa a la indust industria rializ lizac ación ión de los los %idrocarburos para mejorar la calidad de vida de la población. Entre los principales proyectos está la planta ;ran 3%aco de 6acuiba! ue producirá etano y propano para la planta de polímeros. Es debido a esto ue 0olivia necesita de nuevos complejos de procesamiento de gas natural! eligiendo esta temática se desarrolla la empresa E5IA.
5
1.3
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.3.1 IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA &ara entender la ense>anza4aprendizaje reuerimos adentrarnos más en el funcionamiento de los separadores vertical en los procesos reales de las plantas del gas para eso debemos conocer los aspectos técnicos y práctico de un separador vertical. 5ediante esta investigación vemos ue estos elementos no están presentes en la formación del estudiante de ingeniería petrolera y vemos la necesidad de transmitir información! como estrategia metodológica aplicada al proceso ense>anza 4 aprendizaje de la asignatura ?tecnología del gas natural II@
1.4
OBJETIVOS
1.4.1 OBJETIVO GENERAL Bealizar un estudio de los separadores verticales! y a través de ello los diferentes roles de aplicación ue cumple el separador vertical en el procesamiento de separación y otros del gas natural como metodología aplicativa mi(ta de ense>anza4aprendizaje en tecnología del gas II.
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS C Definir conceptos básicos. C 3onocer el funcionamiento de un separador en sus diferentes secciones principales. C comprender los elementos necesarios de los separadores verticales
6
1.4.3 ACCIONES
#as acciones a llevarse a cabo para alcanzar los objetivos específicos son los ue se muestran en la tabla ,.
TABLA 1. ACCIONES DE LA INVESTIGACIÓN
Nº
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
ACCIONES
1
Def!" #$!#e%&$' ()'#$'
4Describir funciones de un separador. 4problemas operacionales.
2
C$!$#e" e* f+!#$!,-e!&$
4Describir$
e +! 'e%,",$" e! '+'
4&rimera sección de separación.
fe"e!&e' 'e##$!e'
41ección de las fuerzas gravitacionales.
%"!#%,*e'.
41ección de atracción de niebla. 41ección de acumulación de líuido.
3
C$-%"e!e" *$' e*e-e!&$'
4entajas y desventajas.
!e#e',"$' e *$'
4&arámetros operacionales.
'e%,",$"e' /e"&#,*e'.
4&ropiedades de los fluidos.
1.5
ALCANCE
7
2.5.1 ALCANCE TEM0TICO
0"e, e !/e'&,#! Tecnología del ;as atural Te-, e'%e#f#$ separadores verticales 1.5.2 ALCANCE GEOGR0FICO El estudio se aplicará en$
P,' 0olivia De%,"&,-e!&$' 1anta 3ruz P"$/!#,' 2ndrés Ibá>ez U!/e"', Escuela 5ilitar de Ingeniería U(#,#! er anillo e(terno 5unicipio de 1anta cruz
1.5.3 ALCANCE TEMPORAL #a elaboración de esta investigación es de una duración de , semestre académico! enmarcados durante la primera gestión 8+,: de la Escuela 5ilitar de Ingeniería.
8
CAPITULO 2.
2.
MARCO TEORICO
SEPARADORES
9
2.1
DEFINICION DE UN SEPARADOR
#os euipos de separación! como su nombre lo indica! se utilizan en la industria petrolera para separar mezclas de líuido y gas.
Fn separador es un recipiente cerrado ue trabaja a presión en el cual se separan dos o tres fases del fluido producido por los pozos. 3uando se separan dos fases son líuidos y gas! y cuando se separan tres fases son gas! petróleo y agua.
En la industria del petróleo y del gas natural! un separador es un cilindro de acero ue por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de %idrocarburos en sus componentes básicos! petróleo y gas. 2dicionalmente! el recipiente permite aislar los %idrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua. El propósito principal del separador es separar los diversos componentes 'gas! crudo! agua y contaminantes/ del fluido! con el fin de optimar el procesamiento y comercialización de algunos de ellos 'crudo! gas/.
10
2.2 •
FUNCIONES DE UN SEPARADOR
Aacer una primera separación de fases entre los %idrocarburos de la mezcla.
•
3uando el proceso de separación ocurre entre la fase gaseosa y líuida! la función del separador será$ Befinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas líuidas atrapadas en la fase gaseosa! y partículas del gas atrapadas en la fase líuida.
•
#iberar parte de la fase gaseosa ue %aya uedado atrapada en la líuida
•
Descargar por separado la fase líuida y gaseosa! ue salen del separador! con el objetivo de evitar ue se vuelvan a mezclar! lo ue %aría ue el proceso de separación sea de una baja eficiencia.
2.3
CONSIDERACIONES INICIALES PARA EL DISEO DE UN
SEPARADOR 11
•
#a energía ue posee el fluido al entrar al recipiente debe ser controlada.
•
#os flujos de las fases líuida y gaseosa deben estar comprendidos dentro de los límites adecuados ue permitan su separación a través de las fuerzas gravitacionales ue act*an sobre esos fluidos y ue establezcan el euilibrio entre las fases gas4líuido.
•
#a turbulencia ue ocurre en la sección ocupada principalmente por el vapor debe ser minimizada.
•
#a acumulación de espuma y partículas contaminantes deben ser controladas.
•
#as fases líuidas y vapor no deben ponerse en contacto una vez separadas.
•
#as regiones del separador donde se puedan acumular sólidos deben! en lo posible! estar provistos de facilidades adecuadas para su remoción.
•
El euipo será provisto de la instrumentación adecuada para su funcionamiento adecuado y seguro en el marco de la unidad"planta a la ue pertenece.
2.4
PAR0METROS 6UE INTERVIENEN EN EL DISEO DE
SEPARADORES 2.4.1 COMPOSICIÓN DEL FLUIDO 6UE SE VA A SEPARAR Es cierto ue la mayoría de los ingenieros no analizan con antelación la composición de la alimentación! sino ue parten de un determinado volumen y tipo de fluido supuestamente conocido al %acer la selección. &ese a esto! es conveniente ue el dise>ador esté familiarizado con el concepto de euilibrio de 12
fases y separación instantánea! con el fin de predecir cuál será la cantidad y calidad del gas y de líuido ue se formarían en el separador! en las condiciones de presión y temperatura de dise>o.
2.4.2 FLUJO NORMAL DE VAPOR El flujo normal de vapor 'o gas/ es la cantidad má(ima de vapor alimentada a un separador a condiciones típicas de operación 'es decir! en ausencia de perturbaciones tales como las ue aparecen a consecuencia de inestabilidades del proceso o a pérdidas de la capacidad de condensación aguas arriba del mismo/.
2.4.3 PRESIÓN 7 TEMPERATURA DE OPERACIÓN El estudio previo de las variaciones de presión y temperatura en el sitio donde se instalará la unidad afectará! de manera determinante! la selección del euipo. Es de mayor importancia! tomar en cuenta el aumento de las presiones ue las caídas de la misma.
2.4.4 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS 89: EN CONDICIONES DE TRABAJO El valor de z determina el volumen del gas en las condiciones de operación. El dise>ador deberá seleccionar el modelo más conveniente para ue los resultados coincidan con los valores de campo.
2.4.5 DENSIDAD DE LOS FLUIDOS EN LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN #a densidad de los fluidos dentro del separador interviene de modo directo. Es fácil calcular la densidad del gas en las condiciones de operación. En el caso de los líuidos! muc%as personas trabajan en condiciones normales! bajo el supuesto
13
del efecto de los cambios de presión y temperatura afectan muy poco los resultados finales.
2.4.; VELOCIDAD CRÍTICA #a velocidad crítica es una velocidad de vapor calculada empíricamente ue se utiliza para asegurar ue la velocidad superficial de vapor! a través del separador! sea lo suficientemente baja para prevenir un arrastre e(cesivo de líuido. Tal velocidad no está relacionada con la velocidad sónica.
2.4.< CONSTANTE DE = 8SOUDERS > BRO?N: Es unos de los parámetros ue mayor relevancia tiene en el momento de predecir el comportamiento de los fluidos dentro de un recipiente. En cierto modo! es el valor ue se acerca o aleja las predicciones del funcionamiento real del sistema. En la práctica! lo ue suelen %acer los fabricantes es dise>ar el e(tractor de niebla y ajustar en el campo! el valor correspondiente para predecir los resultados reales. &or esa razón! se suelen encontrar unidades peue>as garantizadas para manejar cantidades de gas muc%o mayores de lo esperado. 2l utilizar velocidades críticas más altas ue las resultantes del uso directo de las fórmulas! los separadores serán de diámetros más peue>os.
2.4.@ TIEMPO DE RETENCIÓN #a capacidad líuido de un separador depende principalmente del tiempo de retención del líuido en el recipiente! una buena separación reuiere de un tiempo suficiente para lograr el euilibrio entre la fase líuida y la fase gaseosa a la temperatura y presión de separación.
14
TABLA 2. TIEMPO DE RETENCIÓN EN FUNCIÓN A LA GRAVEDAD DEL PETRÓLEO.
2.4. RELACIÓN LONGITUDDI0METRO E(iste una constante adimensional llamada B! ue permite determinar la relación entre la longitud de costura a costura '#ss/ con el diámetro del separador. Este parámetro permite determinar el dise>o más eficiente y económico! se toma el valor de B entre valores de y <. 2unue para algunos casos específicos en dise>o de separadores verticales la altura de líuido ocasiona restricciones y permite ue e(istan valores de relación longitud"diámetro muy bajos.
2.4.1 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR 2l contemplar los cálculos ue sirven de soporte para seleccionar la unidad! el dise>ador tiene la obligación de indicar las dimensiones mínimas del recipiente ue desea aduirir.
2.5
FACTORES 6UE SE DEBEN CONSIDERAR DURANTE EL
DISEO #os principales factores ue afectan al comportamiento del sistema de un separador son$
2.5.1 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS 15
3uando se dise>a un separador! es necesario tomar en cuenta ciertos factores y propiedades asociados con los fluidos ue van a ser procesados como ser los siguientes$
•
#a tasa de flujo mínima y má(ima del líuido y del gas en su respectivo promedio.
•
#a temperatura y la presión de operación del separador.
•
#as propiedades de los fluidos tales como$ densidad! viscosidad y corrosividad.
•
#a presión de dise>o del separador.
•
El n*mero de fases ue debe manejar la unidad.
•
Impurezas ue puedan estar presentes en los fluidos! como! arena! parafina y otros.
•
Efecto de la velocidad de erosión.
•
#as variaciones transitorias de la tasa de alimentación del separador.
2.5.2 CONDICIONES MECANICAS DE LOS SEPARADORES #os separadores para poder cumplir con las funciones y reuisitos deben poseer < secciones principales estas son las siguientes$
16
2.5.2.1
SECCIONES PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES
A: PRIMERA SECCIÓN DE SEPARACIÓN. 3omprende la entrada de los fluidos al separador. Esta sección permite absorber la cantidad de movimiento de los fluidos de la alimentación. En ella también se controla el cambio abrupto de la corriente! lo ue produce una separación inicial. ;eneralmente! la fuerza centrífuga originada por su entrada tangencial en el envase remueve vol*menes apreciables de líuidos y reorienta la distribución de los fluidos.
B: SECCIÓN DE LAS FUER9AS GRAVITACIONALES. #as gotas del líuido ue contiene el gas son separadas al má(imo. Este proceso se realiza mediante el principio de asentamiento por gravedad. En este caso! la velocidad del gas se reduce apreciablemente. En consecuencia! la corriente de gas sube a una velocidad reducida. En algunas ocasiones! en esta sección se usan tabiues y otros tipos de e(tractores de niebla! con el fin de controlar la formación de espuma y la turbulencia.
C: SECCIÓN DE ATRACCIÓN DE NIEBLA. En esta sección se separan del flujo de gas! las gotas peue>as de líuido ue no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del se parador. En esta parte del separador se utilizan el efecto de c%oue y"o la fuerza centrífuga como mecanismos de separación. 5ediante estos mecanismos se logra ue las peue>as gotas de líuido! se colecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman gotas más grandes! ue se drenan a través de un conducto a
17
la sección de acumulación de líuidos o bien caen contra la corriente de gas a la sección de separación primaria.
D: SECCIÓN DE ACUMULACIÓN DE LÍ6UIDO. #os líuidos separados en las secciones anteriores se acumulan en la parte inferior del separador! por lo tanto! se reuiere de un tiempo mínimo de retención ue permita llevar a cabo el proceso de separación. También se necesita un volumen mínimo de alimentación! en especial cuando el flujo es intermitente. Esta parte posee controles de nivel para manejar los vol*menes de líuido obtenidos durante la operación.
FIGURA 1. SECCIONES DE UN SEPARADOR VERTICAL 18
FIGURA 2. SECCIONES DE UN SEPARADOR ORI9ONTAL
2.;.
DISPOSITIVOS INTERNOS DEL SEPARADOR
2.;.1 DESVIADORES DE ENTRADA E(isten muc%os tipos de desviadores pero los más utilizados son dos tipos. El primero es el deflector de regulaciónG éste puede ser un plato esférico! placa plana! planc%a de ángulo o alg*n otro dispositivo ue genere un cambio rápido en la dirección y velocidad de los fluidos. El dise>o de este regulador se basa principalmente en la capacidad ue tengan de disminuir el impulso 'momentum/ de impacto.
19
El segundo dispositivo se conoce como ciclón de entrada el cual usa la fuerza centrífuga en lugar de la agitación mecánica para separar el petróleo del gas. Esta entrada puede tener una c%imenea ciclónica o usar una carrera de fluido tangencial a través de las paredes.
FIGURA 3. DESVIADORES DE ENTRADA
2.;.2 PLACAS ANTIESPUMA #a espuma se forma cuando las burbujas de gas se liberan del líuido. #a espuma es la principal causa para un rendimiento pobre en los separadores. #a separación de espuma limita la separación de gas4líuido en el separador. &ara lograr la separación de espuma éstas partículas deben ser descompuestas. #os parámetros controladores de espuma son$ una adecuada área de superficie! un tiempo de retención y un estabilizador de espuma como silicón u otras sustancias uímicas ue sean compatibles con el crudo. Estos parámetros establecerán una tasa adecuada de espuma ue permitirá una descarga de fluidos eficiente y evitará una mezcla entre ella y el gas seco.
20
2.;.3 ROMPEDORES DE VÓRTICES 1e utiliza para disminuir la presencia de un vórtice o remolino cuando la válvula de control de líuido está abierta! debido a ue éste absorbe gas del vapor y lo remezcla en la salida de líuido.
FIGURA 4. ROMPEDOR DE VÓRTICE 2.;.4 ETRACTOR DE NEBLINA Betienen las partículas líuidas %asta ue aduieren un tama>o suficientemente grande como para ue el peso supere tanto la tensión superficial como la acción de arrastre producida por el gas.
FIGURA 5. ETRACTOR DE NEBLINA 2.;.5 ETRACTOR DE NIEBLA TIPO ALETA
21
3onsisten en un laberinto formado por láminas de metal colocadas paralelamente! con unas series de bolsillos recolectores de líuido.
FIGURA ;. ETRACTOR DE NIEBLA TIPO ALETA
8.:.: ETRACTOR DE NIEBLA TIPO CICLÓN
&roducen la separación debido a un cambio en la cantidad angular de movimiento de la corriente bifásica.
FIGURA <. ETRACTOR DE NIEBLA TIPO CICLÓN
8.:.) ROMPEDORES DE OLAS
22
Es utilizado en los separadores %orizontales. Este dispositivo no es más ue un regulador vertical por donde atraviesa el flujo gas4líuido en forma perpendicular.
FIGURA @. ROMPEDORES DE OLAS
2.<
ACCESORIOS ETERNOS
2.<.1 V0LVULA DE SEGURIDAD 7 ALIVIO 1on válvulas ue se calibran a la má(ima presión de operación y sirven para proteger la integridad física del euipo contra presiones e(cesivas! en el caso de e(istir alguna obstrucción en las salidas o un aumento anormal en la entrada.
2.<.2 V0LVULAS DE CONTROL DE CONTRAPRESIÓN an colocadas en la tubería de salida de gas del separador y controlan la presión del separador.
2.<.3 V0LVULAS DE CONTROL DE LÍ6UIDO
23
an en las descargas de líuidos y son reguladoras mediante un controlador de nivel de líuidos.
2.<.4 DISPOSITIVOS DE ALIVIO &ara suministrar la capacidad necesaria de alivio pueden utilizarse m*ltiples dispositivos de alivio de presión! como una válvula de alivio de presión conjuntamente con un disco de ruptura. #a válvula de alivio normalmente se fija a la má(ima presión de trabajo permisible! el disco de ruptura normalmente se selecciona para aliviar presiones mayores a la presión de ajuste de la válvula de alivio.
2.<.5 LÍNEAS DE DESCARGA #as líneas de descarga de los dispositivos de alivio de presión deberán considerarse de manera individual! una discusión detallada sobre el particular va más allá del alcance de esta especificación.
2.@
CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES
[email protected] SEPARADORES BIF0SICOS 1on recipientes capaces de separar el gas y líuido inmiscible. 1e emplean para dejar lo más libre posible el gas del petróleo y viceversa a presiones y temperaturas definidas.
[email protected] SEPARADORES TRIF0SICOS
24
1on recipientes capaces de separar el gas y las dos fases de líuidos inmiscibles. &or lo general resultan muy grandes porue se dise>an para garantizar ue ambas fases 'petróleo! aguas/ salgan completamente libres una de la otra 'agua sin petróleo y petróleo sin agua/. Estos separadores se emplean para separar el agua ue pueda estar presente en el crudo! con lo cual se reduce la carga en el euipo de tratamiento del petróleo y se aumenta la capacidad de transporte en las tuberías.
[email protected] SEPARADORES ORI9ONTALES En los separadores %orizontales! la fase pesada decanta perpendicularmente en dirección del flujo de la fase liviana! permitiendo ue esta pueda viajar a una velocidad superior a la velocidad de decantación Estos separadores pueden ser bifásicos o trifásicos. En estos separadores se puede incrementar la capacidad volumétrica.
FIGURA SEPARADORES ORI9ONTALES
[email protected] SEPARADORES VERTICALES 25
En los separadores verticales! la fase pesada decanta en dirección opuesta al flujo vertical de la fase liviana! luego si la velocidad de flujo de la fase liviana e(cede a la velocidad de decantación de la fase pesada no se producirá la separación de fases.
FIGURA 1 SEPARADORES VERTIVALES
2.
PROBLEMAS DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES
#os principales problemas ue se presentan en la operación de un separador son$
2..1 CRUDOS ESPUMOSOS
26
El espumaje es causado por las impurezas y el agua presente en el crudo! ue no se %ayan podido remover antes de llegar al separador. 5uc%os productos uímicos! como los in%ibidores y anticorrosivos
agregados
directamente a las tuberías son formadores de espuma lo cual impide un buen funcionamiento del separador. Htra de las causas de este problema puede ser el incremento de volumen del gas por encima de los niveles ue el separador está en capacidad de manejar! lo cual aumenta la velocidad en el sistema. &roblemas principales ue causa la espuma son$
•
Dificultad para controlar el nivel del líuido. Inconvenientes para obtener las condiciones óptimas! a fin de separar el
•
gas del líuido! debido al volumen ue ocupa. &robabilidad de ue tanto el gas como el líuido puedan salir del separador!
•
mezclado con espuma! lo cual no satisface las condiciones ue se reuiere.
2..2 ARENAS #a presencia de arena es frecuente en el crudo. #os principales problemas ocasionados por la arena son$ • • •
Taponamiento de los dispositivos internos del separador. #a erosión y corte de válvulas y líneas. #a acumulación de arena en el fondo del separador.
3ausando obstrucción en los dispositivos internos.
2..3 VELOCIDAD DE EROSION Este parámetro se define como la má(ima velocidad %asta donde se puede permitir ue se produzca una erosión aceptable o auella por encima de la cual el desgaste del material es e(agerado. &ara evitar la destrucción acelerada del
27
material! es conveniente mantener presentes las velocidades límites con las cuales debe trabajar la unidad.
2..4 PARAFINAS El funcionamiento de un separador se puede afectar con la acumulación de parafina. &or ejemplo las mallas de alambre metálico en muc%as ocasiones! no operan adecuadamente debido a la acumulación de parafina. 3uando esto ocurre! se debe usar otro dispositivo o crear sistemas de inyección de vapor ue permitan la limpieza de las regiones propensas a taponamiento.
2..5 EMULSIONES #as emulsiones suelen constituir un problema en los separadores de fases. 3uando e(iste esta tendencia! el tiempo de asentamiento reuerido para obtener la separación entre el agua y el crudo puede ser apreciable. El tiempo de asentamiento también se puede reducir más allá de los valores utilizados en el dise>o! mediante el uso de calor en la sección liuida o en la alimentación del separador.
28
CAPITULO 3.
3.
SEPARADORES VERTICALES
SEPARADORES VERTICALES
29
En esta configuración el flujo de entrada entra al recipiente por un lado. 2 igual ue con el separador %orizontal! el desviador de ingreso %ace la separación bruta inicial. El líuido fluye %acia abajo a la sección de recolección de líuidos en el recipiente! y luego baja a la salida de líuidos. 3uando el líuido llega al euilibrio! las burbujas de gas fluyen en sentido contrario a la dirección del flujo de líuidos y eventualmente migran al espacio de vapor. El controlador de nivel y la válvula de descarga de líuidos opera de la misma forma como en el separador %orizontal. El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego arriba %acia la salida de gas. En la sección de asentamiento de gravedad! las gotas de líuido caen %acia abajo! en sentido opuesto a la dirección del flujo de gas. El gas pasa por la sección de fundición"e(tractor de neblina antes de salir del recipiente. #a presión y el nivel son mantenidos de la misma forma ue en el separador %orizontal.
3.1
VENTAJAS
7
DESVENTAJAS
DE
LOS
SEPARADORES
VERTICALES 3.1.1 VENTAJAS DE LOS SEPARADORES VERTICALES •
&or lo normal se emplean cuando la relación gas o vapor4 líuido es alta y"o
•
cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor"gas. Tienen mayor facilidad! ue un separador %orizontal para el control del nivel del líuido! y para la instalación física de la instrumentación de control!
• •
alarmas e interruptores. Hcupan poco espacio %orizontal. Tienen facilidades en remoción de sólidos acumulados.
3.1.2 DESVENTAJAS DE LOS SEPARADORES VERTICALES
30
•
El manejo de grandes cantidades de líuido! produce fuertes variaciones en la entrada del líuido! lo ue obliga a tener separadores con e(cesivos
•
tama>os. Beuieren de mayor diámetro ue los separadores %orizontales! para una capacidad dada de gas.
•
Beuieren de muc%o espacio vertical para su instalación! lo ue provoca problemas económicos! ya ue no siempre las instalaciones cuentan con el espacio suficiente! y tienen ue comenzar a aduirir terrenos adicionales para la implementación del separador! y de tal forma ue su desempe>o sea de alta eficiencia! y ue las instalaciones no perjudiuen la utilización de otros euipos.
FIGURA 11. SEPARADOR VERTICAL
31
3.2
CONSIDERACIONES GENERALES PARA ESTIMAR LAS DIMENSIONES
EN SEPARADORES VERTICALES •
#a altura del nivel de líuido en un separador vertical depende
•
esencialmente del tiempo de retención. #a má(ima velocidad permisible del vapor en un separador será igual a la velocidad límite y el diámetro calculado en base a ésta será redondeado en
•
• •
: pulgadas. #a distancia entre la bouilla de entrada y el má(imo nivel de líuido será igual a la mitad del diámetro o por lo menos 8 pie. #as salidas deberán tener dispositivos antivórtices. #os eliminadores de neblina tipo malla! deberán tener < pulgadas de espesor! lb"pie de densidad y ser %ec%os de acero ino(idable. o deben aceptarse las mallas fabricadas con alambre de acero ino(idable en espiral.
FIGURA 11. NIVELES DE LÍ6UIDO 8SEPARADORES VERTICALES: N$-e!#*,&+", %,", !/e*e' e *H+$
32
TABLA 3. NOMENCLATURA PARA NIVELES DE LÍ6UIDO Re*,#! e !/e*e' e *H+$
TABLA 4. RELACIÓN DE NIVELES DE LÍ6UIDO
3.3
PAR0METROS 6UE INTERVIENEN EN EL DIMENSIONAMIENTO
DE SEPARADORES VERTICALES
33
3.3.1 VOLUMEN DE OPERACIÓN Es el volumen de líuido e(istente entre 2# y 0#. Este volumen! también conocido como volumen retenido de líuido! y en inglés como ?surge volume@ o ?liuid %oldup@! se fija de acuerdo a los reuerimientos del proceso! para asegurar un control adecuado! continuidad de las operaciones durante perturbaciones operacionales! y para proveer suficiente volumen de líuido para una parada ordenada y segura cuando se suceden perturbaciones mayores de operación.
3.3.2 TIEMPO DE RETENCIÓN Es el tiempo correspondiente en el cual el flujo de líuido puede llenar el volumen de operación en el recipiente bajo estudio. #a mayoría de las veces! cuando se uiere especificar el volumen de operación! lo ue realmente se indica es cuántos minutos deben transcurrir entre 2# y 0#. También es conocido en inglés como ?surge time@.
3.3.3 NIVEL BAJOBAJO DE LÍ6UIDO 8O BAJO CUANDO APLI6UE: #a distancia mínima desde el nivel bajo4bajo de líuido! si se tiene un Interruptor y"o alarma de nivel bajo4bajo de líuido! 'o nivel bajo! si no se tiene un interruptor y"o alarma de nivel bajo4bajo/! %asta la bouilla de salida del líuido es 8+ mm mínimo ' pulg/. Este criterio aplicará tanto para separadores verticales como %orizontales.
3.3.4 LONGITUD EFECTIVA DE OPERACIÓN 8LEFF: Es la longitud 'altura/ de tambor reuerida para ue se suceda la separación vapor"gas4líuido! y se puedan tener los vol*menes reueridos de líuido! tanto de operación como de emergencia. Esta es la longitud ue normalmente se obtiene por puros cálculos de proceso. 34
En el caso de tambores %orizontales de una sola bouilla de alimentación! corresponde a la distancia entre la bouilla de entrada y la de salida de gas! la cual es la distancia %orizontal ue viaja una gota de líuido desde la bouilla de entrada! %asta ue se decanta totalmente y se une al líuido retenido en el recipiente! sin ser arrastrada por la fase vapor ue sale por la bouilla de salida de gas.
3.4
SELECCIÓN DE PAR0METROS 6UE INTERVIENEN EN EL
DISEO DEL SEPARADOR 2 los efectos de dise>o de un separador se deben considerar los parámetros ue afectan el comportamiento del sistema. 1e analizará las propiedades de los fluidos! las cuales derivan el comportamiento de las fases ue se separan cuando la mezcla de %idrocarburo entra al recipiente. #as características del gas y del líuido dentro de la unidad intervienen de manera directa en el dimensionamiento. Dentro de estos parámetros tenemos$
3.4.1 PAR0METROS DE OPERACIÓN
&resión. Temperatura. •
Tasa de ;as.
•
Tasa de &etróleo.
•
Tasa de 2gua 'de ser reuerida/.
3.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
35
•
iscosidad.
•
;ravedad específica.
•
Densidad.
•
;ravedad 2&I.
•
7actor de compresibilidad 'z/.
3.5
PAR0METROS A DETERMINAR PARA EL DIMENSIONAMIENTO
DE SEPARADORES
Es fundamental determinar ciertas características geométricas para obtener una separación eficiente de los fluidos provenientes del pozo! por lo tanto se necesita definir$
•
3apacidad de gas.
•
3apacidad de líuido.
•
Diámetro del separador.
•
#ongitud del separador.
•
Dimensión y ubicación de las distintas bouillas del separador y el dispositivo e(tractor de neblina.
3.;
CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES VERTICALES PARA
FLUIDOS PETROLEROS
36
En vista ue los separadores en la industria petrolera se utilizan! con un objetivo específico! el nombre ue se le asigna a estas unidades está muy relacionado con la función ue realizan en cada caso en particular .En primera instancia es conveniente aclarar ue la primera clasificación está en función del n*mero de fases ue separaG se les denomina 1eparadores 0ifásicos.
3.;.1 SEPARADORES BIF0SICOS Estos separadores! tiene como principal objetivo separar fluidos bifásicos! en este caso específico ;as y &etróleo! aunue su utilidad en la separación ;as4 petróleo4 2gua! también tiene cierta importancia! en la separación de fluidos petroleros! con fines de producción y productividad. #os separadores bifásicos son muy comunes en un campo petrolero. &ero! es recomendable siempre especificar en forma muy clara el n*mero de fases ue estarán presentes en el proceso de separación! ya ue esto es de gran importancia para la selección del separador adecuado! y con ello el proceso de separación tendrá una alta eficiencia.
3.;.1.1
SECUENCIA DEL PROCESO
El caudal proveniente de los pozos entra al separador por la parte lateral superior.En el desviador de flujo se efect*a la separación primaria de las dos fases líuido " gas. El líuido se precipita %acia la sección de acumulación de líuido! ue luegode un tiempo de retención! el líuido es descargado a través de la válvula decontrol de nivel o válvula de descarga de líuido. En el momento en ue el líuido alcanza el euilibrio! las burbujas de gas ue %ansido arrastradas por el líuido! fluyen en dirección contraria al flujo del líuido ymigran %asta la fase gaseosa.El control de nivel y la válvula de descarga de líuido operan como en separador%orizontal. El gas separado en el desviador de flujo fluye verticalmente %acia arriba%asta alcanzar el e(tractor de niebla! arrastrando
gotas peue>as
de líuido.En la sección
de asentamiento
gravitacional! la mayor parte de las gotas de líuido ue %an sido arrastradas por el gas! coleasen y se precipitan en dirección contraria al flujo de gas. 37
#a sección de acumulación de líuido debe tener características similares al separador %orizontal$ 1uficiente capacidad o tiempo de residencia para ue las burbujas de gas ue %an sido arrastradas por el líuido! se puedan liberar y pasara la fase gaseosa. También suficiente capacidad de almacenamiento de líuido. En el separador vertical! la presión y el nivel son mantenidos constantes! tal como en el separador %orizontal. En el e(tractor de niebla se produce la coalescencia delas peue>as gotas de líuido! para luego precipitarse al fondo del recipiente.
38
FIGURA 12. SEPARADORES BIF0SICOS
39
3.<
AUTOMATI9ACIÓN DEL SEPARADOR VERTICAL BIF0SICO
#a presión de operación puede ser controlada mediante una válvula de contrapresión operada por contrapeso! resorte o piloto de gas. 3uando el gas es enviado a una tubería! la presión mínima del separador normalmente es fijada por la presión de transmisión o por la presión del sistema de recolección. #os separadores deberán estar euipados con uno o más controles de nivel del líuido. ormalmente bifásica! activa una válvula de vaciado para mantener el nivel de líuido reuerido. 2l tratarse de un separador vertical bifásico e(isten - variables a controlar$
• • • • •
Entrada de la mezcla de fluido 'Electroválvula/ ivel de líuido 'petróleo/ en el recipiente '1ensor óptico de nivel/ &roducción de 2gua a la salida del separador 'Electroválvula/ &roducción de petróleo a la salida del separador 'Electroválvula/ álvula de alivio o de seguridad en caso de sobrepresión en la parte superior del recipiente
40
FIGURA 13. SEPARADOR VERTICAL BIF0SICO AUTOMATI9ADO
41
FIGURA 14. NIVELES DE LOS FLUIDOS EN LOS SEPARADORES VERTIVALES BIFASICOS
42
3.@
SEPARADORES TRIF0SICOS
Estos separadores se dise>an para separar tres fases! constituidas por el gas y las dos fases de los líuidos inmiscibles 'agua y petróleo/. #o ue indica ue estos separadores se dise>an para separar los componentes de los fluidos ue se producen en un pozo petrolero. &or lo general! estos separadores se dise>an en un tama>o grande! ya ue deben de garantizar ue las fases líuidas 'agua y petróleo/ salgan del euipo completamente libre una de la otra. Es decir agua sin petróleo! y petróleo sin agua! estos separadores son de gran utilidad en la industria! en vista ue los fluidos petroleros! siempre estas conformados por agua! gas y petróleo.
[email protected] SECUENCIA DE OPERACIÓN #os separadores verticales de tres fases son similares a los de dos fases. #a diferencia se encuentra en la sección de acumulación del fluido. En estos separadores! la parte superior de la sección de acumulación sirve para colectar el crudo y la parte inferior el agua. 2mbas partes tiene sus propios controladores de niveles! además de sus válvulas de control. #a corriente del líuido proveniente de los pozos entra por la parte superior. #a dirección y velocidad del flujo son cambiadas por los deflectores. 2l subir el gas y los vapores del fluido! las lamina rizadores y el e(tractor de vapor atrapan las gotas contenidas en los vapores. El gas sale del separador por la parte superior. El crudo y el agua caen a la sección de acumulación donde tanto el agua como el crudo son separados por gravedad. En vista de ue el tiempo de asentamiento es mayor ue en la separación del gas! el crudo debe permanecer en ésta sección por un mayor periodo de tiempo ue en los separadores de dos fases. Esto reuiere ue la sección de acumulación sea más grande. El crudo sale del tanue por la válvula ue controla el nivel del mismo en lasección de acumulación. El agua sale del separador por otra válvula de controldiferente. Tanto el crudo como el agua salen por válvulas diferentes.
43
El control de nivel de los líuidos es importante en los separadores de tres fases.El límite com*n tanto para el agua como del crudo debe estar dentro de los parámetros para ue la válvula del crudo no descargue agua en lugar de crudo. &or otro lado! un controlador o válvula deficiente podría %acer ue tanto el aguacomo el crudo sean depositados en el agua con residuos.
FIGURA 14.SEPARADORES TRIFASICOS #os métodos de control de nivel ue a menudo se usan en separadores verticales. El primero es estrictamente de control de nivel. 1e usa un flotador com*n y corriente 'boya/ para controlar la interfase gas4 aceite en la cual regula la válvula de control de salida de agua. 3omo se usan pantallas o vertedero internos! este sistema es fácil de fabricar y puede manejar más eficientemente la producción de arena y sólidos. El segundo método mostrado usa un vertedero para mantener el nivel de la interfase gas4 aceite en una posición constante. Esto da como resultado una mejor 44
separación de aceite4 agua ya ue todo el aceite debe subir a la altura del vertedero de aceite antes de abandonar el separador. #a desventaja está en ue la caja de aceite aumenta el volumen del separador y los costos de fabricación. 1edimentos y sólidos pueden recolectarse en la caja de aceite pero se %ace difícil su drenaje.
El tercer método usa dos vertederos! eliminado la necesidad de un flotador en la interfase de líuidos. El nivel de la interfase líuida es controlado por la altura del vertedero de agua e(terna relativa al vertedero de aceite o a la altura de la salida. Este tiene un dise>o similar al el cubo y vertedero del separador %orizontal. #a ventaja de este sistema es ue elimina el control de nivel de la interfase. #a desventaja es ue reuiere una tubería e(terna adicional y mayor espacio. 3omo en la separación de dos fases! es también verdadero para la separación de tres fases ue la geometría de flujo de un separador %orizontal es más favorable desde el punto de vista de procesos. 1in embargo puede %aber procesos ue por ciertas razones nos lleven a la selección de un separador vertical para una aplicación específica. 45
3.;
METODO DE DISEO
1e Bealizara los pasos correspondientes para el dise>o de un separador vertical.
SEPARADORES VERTICALES &ara el dise>o de estos se debe seguir los siguientes pasos$
PASO 1 3alcular la velocidad de dise>o del gas de esta sección$
PASO 2 3alcular el flujo volumétrico del gas con la siguiente ecuación$
46
6 J tasa de flujo volumétrico de líuido! pies"seg. ?J tasa de flujo másico del líuido! lb"seg. Jdensidad del líuido. lb"pies 'a temperatura y presión de operación/. PASO 3$ Fna vez conseguida la velocidad del gas dentro del recipiente! se procede a calcular el área de la sección transversal del separador! del siguiente
modo.
PASO 4 3alcular el diámetro interno del recipiente.
2pro(imar la selección al diámetro práctico inmediato superior 'por ejemplo! uno ue se ajuste a un cabezal estándar/ y recalcular el área de la sección transversal. #a altura de cada una de las fases debe escogerse considerando estos factores. &roveer el tiempo de retención adecuado para garantizar la separación. &ara los fluidos bifásicos se reuiere un mínimo de$ •
Fn minuto y medio para destilados y petróleos crudos! con gravedades de <+K 2&I o mayores.
•
Tres minutos para petróleos crudos tipificados como Lno espumososL! en condiciones operacionales y gravedades 2&i entre 8-K y <+K. 47
•
3inco minutos para petróleos crudos ue sean considerados LespumososL y"o gravedades 2&I per debajo de 8-K. o deben usarse separadores verticales para servicios de espuma en e(ceso.
•
&ara la operación de tres fases 'gas! petróleo crudo y agua/! proveer un mínimo de cinco minutos para la separación de las dos fases liuidas. #os separadores verticales no trabajan bien en el servicio de tres fases! de modo ue siempre ue el espacio lo permita deberán usarse separadores %orizontales.
•
1e debe permitir un má(imo de )!9 lít"min. ',+ gal"min/ de líuido por pie cuadrado de área de separación .Esta es una regla ue en muc%os casos trabaja satisfactoriamenteG no obstante! debe ser utilizada con cuidado! ya ue su respuesta es sólo apro(imada.
•
&roveer un volumen de oleaje adecuado.
PASO 5 Estimar la tasa del flujo volumétrico del líuido! con la fórmula ue sigue
6* J tasa de flujo volumétrico de líuido! pies"seg. Ml J tasa de flujo másico del líuido! lb"seg.
* J densidad del líuido. lb"pies 'a temperatura y presión de operación/. PASO ; 3alcular el volumen de retención de líuidos
48
Dónde$
&"* J tiempo de retención del líuido! min. PASO <: Aallar la altura del líuido en el recipiente! del siguiente modo$
Dónde$
K* J altura del líuido! pies. V*J volumen de retención del líuido! pies. A* J área de la sección transversal! pies8. 3on los separadores de tres fases se deben seguir los pasos -! : y ) por separado! para las fases de agua y petróleo$ luego las dos alturas obtenidas se deben sumar para obtener la altura total del líuido.
PASO @ 3alcular el diámetro de la bouilla.
#a bouilla de entrada debe tener un tama>o calculado seg*n las fórmulas enunciadas por MatNins . 1e %alla la densidad de la mezcla formada por el líuido 49
