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TRABAJO DE INVESTIGACION “SEPARADORES EN LA INDUSTRIA PETROLERA” 1.1. DEFINICION Y USO Los separadores son los artefactos más ampliamente conocidos en la industria petrolera, debido a que se los necesita para un sinnúmero de aplicaciones, comenzando en las cercanías del pozo y siguiendo con ellos a la entrada de cualquier planta de procesamiento de gas o de líquido. Su uso puede ser resumido de la siguiente manera: 

  

Ocasionar una separación primaria de los fluidos que son líquidos de aquellos que son gases, ya que la corriente que viene del pozo es una mezcla compleja de variados hidrocarburos en estado líquido y gaseoso, agua, vapor de agua, sólidos, que fluye de manera turbulenta y a alta velocidad Mejorar la separación primaria removiendo los líquidos atrapados en el gas Mejorar la separación aún más, removiendo el gas atrapado en el líquido Descargar ambos fluidos en forma separada desde el recipiente sin posibilidad de que vuelvan a mezclarse

Aún cuando las operaciones a realizar parecen sencillas, son en realidad uno de los puntos críticos en la industria del petróleo y gas. Una separación que no cumpla las especificaciones de entrega trae aparejado graves problemas, ya sea que se encuentre líquido en las líneas de gas, como encontrar gas en los tanques de petróleo. Es por ello que debe ponerse especial atención cuando se dimensiona un separador, a fin de seleccionar el recipiente que mejor se desempeñe de acuerdo a las características del fluido que va a pasar a su través.Uno de los problemas que se presenta en la práctica es que los separadores existentes, que fueron calculados para unas determinadas condiciones de operación, para fluidos de una determinada composición, son, a veces, puestos a funcionar en otros lugares para condiciones de operación totalmente distintas, debido a lo cual no es posible lograr una buena separación, a menos que se rehagan los cálculos y se haga funcionar al separador dentro de los límites establecidos para estas nuevas condiciones 1.2. PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN Los principios físicos básicos para la separación son: 



Insolubilidad entre los fluidos: El estado gaseoso y el líquido en condiciones estables de temperatura y presión, así como el agua y el petróleo, no son solubles, es decir que si bien se mezclan, no son miscibles, conservando su estructura original. Diferencia de densidades: Los tres fluidos a separar conservan en la mezcla diferentes densidades, actuando el efecto de la gravitación, de manera que los fluidos se separan por diferencia en el peso de cada componente.





Decantación: Es el efecto de la gravedad sobre los diferentes pesos de los fluidos a separar, haciendo que el más pesado tenga la tendencia a acumularse en lo más profundo. Coalescencia: Es la propiedad de las gotas de un mismo fluido a atraerse y unirse entre sí, facilitando el proceso de decantación 1.3. CONDICIONES DE OPERACIÓN

Para que los fluidos cuenten con las mejores condiciones en el interior del equipo para la separación, será necesario considerar algunos aspectos fundamentales: Temperatura: Que los fluidos estén a una adecuada temperatura a fin de bajar lo suficiente la viscosidad del petróleo como para ayudar al desprendimiento de las burbujas de gas, disminuyendo las necesidades de tiempo de residencia. En la fase líquida mejorará la disociación petróleo-agua mejorando la separación. Se debe considerar el tipo de petróleo, pues si la temperatura es muy alta, evaporará algunos livianos que luego puede ser necesario condensar por enfriamiento y recuperar. Presión: Que estén sometidos a la menor presión posible de trabajo a los efectos de aumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que también favorecerá la separación del gas libre y del gas disuelto. En la mayoría de los casos la mínima presión de trabajo deberá ser compatible con la necesaria para el drenaje de los líquidos por el fondo. Las limitaciones a las bajas presiones, están dadas también por el aumento del volumen del gas al disminuirlas, dado que a tal aumento, le corresponderá un incremento de la velocidad de su pasaje por el separador 1.4. PROCESO DE SEPARACION El proceso de separación será entonces: 1. Asegurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de trabajo. 2. Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla al ingresar al equipo; 3. Ayudar a la separación mecánicamente con barreras de choque, tubos ciclónicos y mallas de retención de niebla 4. Darle al flujo el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos puede ser suficiente si no existe la formación de espuma, en caso contrario puede ser necesario 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y de la configuración del equipo.

Los fluidos ingresan al separador por su sector medio, circulan por el interior del equipo durante un cierto tiempo mientras se produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido. Durante este proceso las burbujas de gas ascienden a la parte superior del separador por ser más livianas, y los líquidos van descendiendo por ser más pesados y se acumulan en la parte inferior. Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interior del mismo será elevada y puede arrastrar hacia la parte superior a las gotas más pequeñas de petróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y favorecer la separación, se diseñan deflectores de turbulencia, deflectores de condensación y filtros rejillas como elementos internos del equipo. Estos dispositivos, como los extractores de nieblas, que se colocan en el interior de un separador, normalmente se diseñan para permitir que el gas pase a través de los mismos pero efectuando bruscos cambios de dirección. Al mismo tiempo, esta corriente de gas impacta contra una superficie de choque, produciéndose la coalescencia (agrupación) de las partículas, las que al aumentar de tamaño caen por gravedad a la parte inferior del equipo. Además, por el hecho de que la corriente de gas y líquido es conducida por el interior de una cañería dentro de la cual existe una determinada presión, y que al ingresar al separador se produce una brusca expansión en una cámara más amplia, el flujo pierde velocidad, «cortando» el arrastre de partículas, permitiendo la caída gravitacional de las mismas hacia el lecho líquido. 1.5. CONDICIONES MECANICAS DEL SEPARADOR Entre los mecanismos de separación, que tienen que ver con la estructura y diseño del equipo, se puede considerar como más importantes: Choque: El choque de la mezcla a la entrada del separador propondrá la dispersión de los fluidos de diferente densidad. Cambio de velocidad: Asociado al principio de inercia, los cambios de velocidad se manifestarán en una reducción de velocidad de cada una de las fases en forma diferente y consecuente con sus densidades. Cambio de dirección: Existe la tendencia a la separación entre fases, cuando al fluido se le modifica su dirección, generada por la diferencia de densidad de los fluidos. Tiempo de residencia: O de retención, es el tiempo que le lleva al fluido pasar por el separador. Para un determinado caudal o flujo, éste tiempo está fundamentado por el volumen disponible. Está dado por el diámetro del separador, el largo, y el nivel de líquido de operación. Un aumento de estos parámetros causará un aumento en el tiempo de residencia.

El tiempo de residencia es necesario para obtener una buena separación, pero posee una estrecha vinculación con la presión, temperatura y características del fluido: Más viscosidad = Mayor tiempo de residencia Menor viscosidad = Menor tiempo de residencia Superficie interface: Es importante la mayor superficie en el área de contacto entre las fases. De aquí la conveniencia, en muchos casos, de utilizar separadores horizontales en lugar de los verticales.

El equipamiento básico para separar líquidos de vapores utiliza tanto las fuerzas gravitacionales como las centrífugas. Las primeras se utilizan al reducir la velocidad de modo que el líquido pueda asentarse en el espacio provisto a tal fin. Las fuerzas centrífugas se usan para cambiar la dirección del flujo. Ambas fuerzas necesitan de un tiempo para actuar. Por lo cual la verdadera función de un separador es proveer un espacio físico, es decir, un recipiente, en donde los fluidos puedan permanecer el tiempo necesario para asegurar la separación de los componentes gaseosos de los líquidos. Aún cuando cada fabricante tiene sus propias normas de diseño y construcción de los separadores, éstos deben tener cuatro secciones principales: 1.6. SECCIONES DEL SEPARADOR. a) Sección de entrada o separación primaria Unas placas deflectoras, o algún otro artefacto, recibe el choque de la corriente que ingresa, la cual disipa parte de su energía, permitiendo a los gases una primera separación. Aquí hay cambio de velocidad y de dirección de la corriente.

Sección Primaria

b) Sección de las fuerzas gravitacionales: Las gotas de líquido contenido en el gas tratan de separarse al máximo. El gas asciende a una velocidad menor a la inicial, y las gotas de líquido decantan. En esta zona pueden

generarse turbulencias, las cuales a su vez favorecen la formación de espumas. La colocación de placas paralelas minimiza la turbulencia y ayuda a deshacer las incipientes espumas.

Sección Secundaria

c) Sección de extracción de neblina: En esta zona se separan las gotitas más pequeñas de líquido que acompañan todavía al gas, mediante dispositivos que operan con fuerzas de choque o fuerza centrífuga. Se las retiene mediante unas almohadillas o mallas tejidas, o también mediante placas de metal corrugadas, desde donde caen a la sección de líquidos.-

Extracción de Niebla

d) Sección de acumulación de líquido: Los líquidos que se han ido separando se van acumulando en la parte inferior del recipiente, lo cual requiere de un tiempo mínimo para que la operación se efectúe. Cuando se alcanza un determinado nivel, se produce la descarga hacia la línea correspondiente. En la parte inferior de esta sección, y especialmente en los separadores verticales, suele colocarse un dispositivo rompe vórtices, con el fin de evitar la formación de remolinos en la salida del líquido.-

Almacenamiento de líquido

1.7.- EFICIENCIA DE UN SEPARADOR Si el separador es eficiente en su operación, el gas captado será limpio, sin humedad y sin líquidos. A la salida del separador no deberá ensuciar la mano o una placa que se interponga. En caso contrario, si el gas sale sucio, no es eficiente la separación, lo que puede deberse a varios factores tales como: alta velocidad de circulación del fluido (mucho caudal a tratar), temperatura excesiva (se producen muchos livianos); retenedor de niebla roto o tapado (no retienen las partículas de líquidos) etc. Si habitualmente un separador entrega un gas limpio y en un determinado momento se produce un rebase o salida de petróleo por la salida de gas, puede ser que esté ingresando más líquido del que puede tratar o que no sea adecuada la salida de líquidos (mucha pérdida de carga por bajo diámetro en la cañería de descarga), o que alguno de los parámetros no están bien regulados, como por ejemplo una temperatura más baja que lo conveniente lo que provoca elevar la viscosidad del petróleo y aumentar las dificultades para movilizarlo hacia afuera del equipo.

A fin de desempeñar las funciones para las cuales ha sido diseñado, un separador debe cumplir con lo siguiente: a) Controlar y disipar la energía de la corriente del pozo, a medida que entra al separador b) Asegurar que las velocidades del líquido y del gas sean lo suficientemente bajas para que tengan lugar la segregación gravitacional y el equilibrio vapor-líquido c) Minimizar la turbulencia en la sección de gas del separador, y reducir la velocidad d) Controlar la acumulación de espumas en el recipiente e) Eliminar la posibilidad de mezcla de los fluidos separados f) Proveer una salida para los gases con controles apropiados para mantener la presión de operación prefijada. g) Proveer una salida para líquidos con apropiados controles de nivel de líquidos. h) Proveer puertas y puntos en donde puedan acumularse los sólidos, si los hubiera. i) Proveer válvulas de alivio para el gas en caso de presiones excesivas, y de salidas de líquido en caso de taponamiento de las líneas. j) Poseer el equipamiento necesario (manómetros, termómetros, medidores de nivel con ventanas de vidrio, etc.) para verificar visualmente las operaciones.Además, de acuerdo con el tipo de fluido y las condiciones de operación, dentro del recipiente se encontrarán dispuestos de diferentes maneras, diversos accesorios tales como placas deflectoras, venas enderezadoras de flujo, placas rompeolas, placas rompe vórtices, tabiques, mallas, ciclones, etc.1.8.- TIPOS DE SEPARADORES Pueden ser de tres tipos: verticales, horizontales y esféricos. A.- SEPARADORES VERTICALES. El flujo del pozo entra al separador vertical tangencialmente a través del divertir interno que causa una separación primaria eficiente para tres acciones simultáneos sobre el flujo: Asentamiento gravitacional , centrifugación y por impacto de los fluidos internos contra las paredes del separador en una película delgada . El gas de la sección primaria de separación fluye hacia arriba cuando el liquido cae hacia abajo en la sección de acumulación líquida.

Ventajas

Manejan mayor cantidad de petróleo por los volúmenes de gas.  Mayor capacidad para Oleajes y turbulencias.  El control de nivel no necesita ser muy sensible.  Ocupan menor espacio.  Menor tendencia a Vaporización de líquido.

Desventajas   

Para mayor capacidad de gas requieren mayor diámetro. Son más caros que los otros. Su instalación y transporte son muy dificultosos.

B.- SEPARADORES HORIZONTALES.

Estos separadores pueden ser diseño de simple tubo o de doble tubo en el separador horizontal de simple tubo, el flujo del pozo entra por el brazo al interior, choca con un bafle angular y luego con las paredes, resultando en una separación primaria eficiente similar al separador vertical. El líquido drena en la sección de acumulación de líquido, por vía de los bafles horizontales. Estos bafles actúan como sitios para futuras liberaciones de cualquier gas disuelto. El gas fluye horizontalmente en un separador horizontal. Este choca con los bafles colocados en un ángulo de 45 grados, mientras libera liquido por impacto. Un extractor de niebla es usualmente provisto cerca de la salida del gas. En un tipo de doble tubo, el tubo superior actúa como la sección de separación mientras el tubo inferior simplemente funciona como una sección de acumulación de líquido. Así que, el separador de doble tubo es similar al separador de simple tubo, pero con una mayor capacidad de líquido .El líquido generado en la sección de separación primaria cerca de la entrada es inmediatamente drenado en el tubo inferior.

Ventajas  Poseen mayor área en la interfase vapor – liquido.  Permiten mayor velocidad del gas.  Manejan grandes volúmenes de gas.  Menor costo de fabricación.  Fácil de instalar y usar.  Minimizan la turbulencia y la niebla Usados para altas ROL. Desventajas   

El control de nivel del liquido es crítico. Ocupan grandes espacios. No recomendables en pozos que producen arenas Son más difíciles de limpiar. C.- SEPARADORES ESFÉRICOS.

El separador esférico es diseñado para hacer el uso optimo de todos los significados conocidos de la separación del gas liquido tal como la gravedad, velocidad baja, fuerza centrífuga y superficie de contacto .un divertir del flujo en el interior extiende el flujo de gas entrante tangencialmente contra las paredes del separador .

El liquido es partido en dos corrientes que vienen juntas después de ir la mitad del camino alrededor de la pared del envase circular y luego caen en la sección de acumulación del liquido, las caídas de liquido del gas son removidos mayormente por la reducción de la velocidad impuesta sobre interior del envase del gas. Un extractor de niebla es usado para la remoción final de caídas de líquido más pequeñas del gas.

Ventajas  Son más económicos que los tipos anteriores.  Son ideales para efectuar pruebas de producción en boca de pozo.  Debido a su compactación, su transporte resulta fácil. Desventajas  

Pequeña capacidad de procesamiento. Control de nivel crítico.

1.9.- DISEÑO DE UN SEPARADOR HORIZONTAL TRIFASICO 1. Calculo de la velocidad crítica

Es aquella por encima de la cual las gotas de líquido siguen arrastradas por la corriente de gas y no se produce la separación. Con una velocidad menor que la crítica en la sección de las fuerzas gravitacionales, hay certeza de que las gotitas van a caer por

gravedad. Con este valor de velocidad se calcula la sección transversal mínima del separador. Vg  K

l   g g

Donde:

Vg =

velocidad del gas en pies/seg.

K= constante que toma diferentes valores dependiendo de la relación L/D

 l = densidad del liquido

en libras/pie3

 g = densidad del gas en libras/pie

3

2.5tfw Para el petróleo el área máxima disponible es el área total menos el área ocupada por el agua y el gas.

Aw = 0.196

;

Ag 

3.17  0.252 12.57

Ao  1  0.196  0.252   0.552 Tiempo de retención del petróleo

tro 

(12 .57 * 0.552 *15 )  5.34 min . (60 * 0.325 )

Para calcular el tiempo de asentamiento del agua se necesita la altura del petróle. Si el Ag/Al = 0.252 podemos suponer que hg/D = 0.3 `por tanto la altura del gas

hg  0.3 * 4   1.2 pies

ho  D  hw  hg  4  1  1.2  1.8 pies  21 .6 pu lg .

Tiempo de asentamiento del agua

tao 

ho 21 .6   7.5 min . vw 2.88

El tiempo de retención es menor que el tiempo de asentamiento. Por tanto se debe recalcular las dimensiones. Se va a un diámetro mayor, por ejemplo 5 pies.

hw 1   0.2 D 5

Al 

Ag

hg

Al



3.17  0.161 19 .635

D

3.1416 * 52  19 .635 4

 0.218

Aw  0.1424 Al hg  1.09

Ao  1  0.161  0.1424   0.6966 Tiempo de retención del petróleo

tro 

19 .635 * 0.6966 *15   10 .5 min . 60 * 0.325 

ho  D  hw  hg  5  1  1.09  2.91 pies  34 .92 pu lg .

Tiempo de asentamiento del agua

tao 

34.92  12.13 min . 2.88

tro< tao se debe recalcular En este punto es conveniente utilizar un separador más largo, porque resulta más barato aumentar la longitud que aumentar el diámetro siempre dentro de los límites de L/D Si se calcula en base a un separador de 20 pies de longitud, el tiempo será

tro 

19 .635 * 0.6966 * 20   14 .0 min . 60 * 0.325 

tro>tao y la relación L/D = 20/5 = 4

Esta dentro de lo fijado al iniciar el calculo Con este ejemplo se ha querido mostrar la manera de dimensionar un separador. Para verificar su funcionamiento, se puede utilizar un cálculo flash, es decir, un cálculo de equilibrio de fases, para determinar cuanto liquido y cuanto gas están en equilibrio a las condiciones de operación (presión y temperatura), si están en equilibrio, las venas de salida tanto de la parte gaseosa como de la parte liquida deberían arrojar los resultados obtenidos en el cálculo. Si no es así el separador está funcionando mal.

Como ha podido observarse, lo importante del diseño son los dimensionamientos y el tiempo de retención. Si un separador no está cumpliendo sus funciones pudiera ser que esta su dimensionado y que los tiempos de retención de los líquidos no sean los adecuados para el tipo y tamaño del separador en cuestión. Vale la pena emplear un poco de tiempo en hacer los cálculos para verificar el desempeño de un equipo, lo cual ayudara en corregir las operaciones cuando sea posible, a fin de obtener los resultados deseados.

1.1.1. DISEÑO DE UN SEPARADOR VERTICAL TRIFASICO

1.- Calculo de la velocidad crítica El calculo de la velocidad critica es el parámetro mas importante en el diseño del separador vertical, porque con ella se determina la velocidad, por encima de la cual las gotas de los liquidos arrastradas por el gas no se desprenderán de la corriente gaseosa, por lo tanto, es la velocidad máxima para la cual se puede diseñar un separador. Vg  K

l   g g

Donde:

Vg =

velocidad del gas en pies/seg.

K= constante que toma diferentes valores dependiendo de la relación L/D

 l = densidad del liquido

en libras/pie3

 g = densidad del gas en libras/pie

3

Wl/Wg < 0,1 = K=0.35 0,1 < Wl/Wg < 1 = K=0.25 Wl/Wg > 0,1 = K=0.20

2.- Tasa de flujo volumétrica del gas

Qg 

Wg

g

Donde:

 g = densidad del gas a T. y P de operación (lb. /pies

Qg = tasa de flujo volumétrico de gas (pies3/seg.) Wg= tasa de flujo de gas (lb. /Seg.)

3

3.- Área de la sección transversal del recipiente

Ag 

Qg Vg

Donde: Qg = tasa de flujo volumétrico del gas (pies3/seg)

Ag = área de la sección transversal para el gas (pies2) Vg = velocidad del gas (pies/seg.)

4.- Diámetro interno del recipiente

Di 

4. A



Donde:

Di = diámetro interno del recipiente (pies) A= área de la sección transversal del separador (pies2)

5.- Longitud del recipiente

Se determina la longitud total de costura a costura del recipiente consisderando las relaciones económicas L/D del recipiente, con el margen entre 2,5 – 6. Para este caso asumiremos un valor de 4.

Asumiendo L/D = 4 Despejando L:

L  D4

Otra manera de Calcular:

H total = H h2o + H oil + H gas+ H extr. Niebla + H salida gas

6.- Tasas volumétricas de petróleo y agua

Qo 

Wo o

Qw 

Ww w

Donde: Qo= Tasa volumétricas el petróleo (pie3/seg.) Wo = Flujo másico del petróleo (lb. /Seg.)

o

= densidad del petróleo a P. y T. (lb. /pie3)

Qw = tasa volumétrica del agua (pie3 /seg.) Ww = flujo másico del agua (lb. /Seg.)

w

= densidad del agua a P. y T. (lb. /pie3)

7.- Volumen de líquidos retenidos Para los separadores verticales de 3 fases, se provee un tiempo minimo de retención de 5 minutos para la separación de las dos fases liquidas.

Para Crudo:

VOil  60 * QOil * Tr Para H2O:

VH 2O  60 * QH 2O * Tr Donde: Qo= Tasa volumétricas de petróleo y/o H2O, (pie3/seg.) tr = tiempo de retención, minutos V= volumen de retención de liquidos, pies3

8.- Altura de Líquidos

Para Crudo:

hOi l 

VOil Ag

hH 2 O 

VH 2 O Ag

Para H2O:

Donde:

V= volumen de retención de liquidos, pies3 Ag = área de la sección transversal para el gas (pies2) h = altura del liquido (crudo y/o H2O), pies.

9.- Velocidad de Flotación del Crudo Para un tamaño de 150 micrones

Vc 

1,072 *10 4  D 2 * ( l   g )



Donde: Vc = velocidad de elevación de las gotas de petróleo )pie/min.) D = diámetro de las gotas de petróleo (en micrones)

 l = densidad del liquido g = densidad del gas

o = viscosidad del Petroleo (centipoise).

10.- Tiempo de Asentamiento del Agua en el Petroleo Para un tamaño de 150 micrones

Vc 

1,072 * 10 4  D 2 * ( l   g )

 h2o

Donde: Vc = velocidad de elevación de las gotas de petróleo )pie/min.) D = diámetro de las gotas de petróleo (en micrones)

 l = densidad del liquido g = densidad del gas

 h2o = viscosidad del Agua (centipoise).

11.- Velocidad de asentamiento de las gotas de agua en el petróleo Para un tamaño de 150 micrones

Vw 

1,072x104 Dw2 ( w   o )

o

Donde: Vw = velocidad de asentamiento de las gotas de agua (pie/min.) Dw = diámetro de las gotas de agua (en micrones)

o

= viscosidad del petróleo (en centipoise)

12.- Velocidad del Gas en la Boquilla Para calcular la velocidad permisible en la boquilla para que entre la mezcla en el separador, se uso el 80% de la velocidad de erosión para el flujo continuo. Primero se calcula la Densidad de la mezcla

m  Wl  Wg Ql  Qg

VB oquilla 

80

m

Donde: Q= Tasa volumétricas de petróleo - agua (pie3/seg.) W = Flujo másico de petróleo - agua (lb. /Seg.)

m

= densidad de la mezcla a P. y T. (lb. /pie3)

V Boquilla

= Velocidad del gas en la Boquilla (pie/seg.)

13.- Diametro de la Boquilla

DBoquilla 

4  (Q l  Qg )  *VBoquilla

Donde: Q= Tasa volumétricas de petróleo - agua (pie3/seg.)

V Boquilla

= Velocidad del gas en la Boquilla (pie/seg.)

D Boquilla

= Diametro de la Boquilla (pie)

Conclusion: 1.- La altura obtenida para el diseño de los flujos a tratar tanto de gas como liquido nos demasiado altura unos 11,33 ft lo que equivale a 32 trs 2.- El diametro de la boqjuilla da 0,479 ft es demasiado pequeña, la cantidad de gas a obtener es demasiado pequeña 3.-Al verificar la separacion del agua y del petroleo, se observa que el tiempo de asentamiento del agua es mayor que el tiempo de retención del liquido, lo cual no cumple con las normas de diseño.