03 Separaci+¦n de dos fases - Edison Garc+¡a 2

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

BUCARAMANGA, MAYO DE 2014

FACILIDADES DE SUPERFICIE:GENERALIDADES

EDISON ODILIO GARCÍA NAVAS

Ingeniero de Petróleos - UISMagíster en Ingeniería de Hidrocarburos - UIS

[email protected]

SEPARACIÓN DE DOS FASES. Introducción

FACILIDADES DE SUPERFICIE: SEPARACIÓN DE DOS FASES

El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se

encuentran: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento,

deshidratación, almacenamiento y bombeo.

Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el

mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en

un gran número de estaciones; luego de pasar por estas etapas, los

distintos productos pasarán a otros procesos externos a la estación.

http://www.monografias.com/trabajos12/elproduc/elproduc.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/administ-procesos/administ-procesos.shtml#PROCE


Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se

somete a una separación líquido–gas dentro del separador. La separación

ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las

condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la

separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la

inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante

señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos

de control del separador.


http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#pe

http://www.monografias.com/trabajos11/presi/presi.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/termodinamica/termodinamica.shtml

http://www.monografias.com/trabajos34/el-trabajo/el-trabajo.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/control/control.shtml


El término "separador de petróleo y gas" en la terminología del argotpetrolero es designado a un recipiente presurizado que es utilizado paraseparar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en componenteslíquidos y gaseosos. Un recipiente de separación puede ser llamado de lassiguientes formas¹:

Separador de petróleo y gas. Separador. Separador por etapas. Recipiente de retención, tambor de retención Cámara de separación flash, recipiente de separación flash, Separador por expansión o recipiente de expansión.

¹Smith Vernon H. (2001). Oil and Gas Separators. Petroleum Engineering Handbook. Chapter 12. Meriand Corp. Houston.


http://www.monografias.com/trabajos6/mafla/mafla.shtml


SEPARADORES.

a. PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS

Los principios básicos, leyes físicas y accesorios utilizados para separar el gasdel líquido son la gravedad, las fuerzas centrífugas, el efecto de deflectores yplatos perforados o mallas.

Otro efecto aprovechado para separar el líquido del gas, es el efecto demojamiento, el cual consiste en la propiedad que poseen las pequeñas gotasdel líquido de adherirse a deflectores y platos por adhesión y capilaridad.También, las caídas de presión a través de pequeños orificios de coladoresocasiona que el líquido caiga.



SEPARADORES.

a. PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS

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















SEPARADOR BIFÁSICOFluido del pozo

Gas

Líquido

SEPARADOR TRIFÁSICOFluido del pozo

Gas

Agua

Crudo




Se pueden realizar con unseparador fijo o con facilidadesmóviles (well testing).

Los fluidos del pozo se alinean alseparador, allí se dividen en lastres corrientes de interés (gas,crudo, agua), las cuales sonmedidas de forma independientecon medidores dinámicos.

La confiabilidad de los resultadosdepende de la calibración de losmedidores.

PROCESOS DE SEPARACIÓN. Cálculos Flash


La cantidad de fluido de hidrocarburo que existe en la fase gaseosa o la fase líquida encualquier punto en el proceso está determinado por un cálculo de flash. Para unapresión y temperatura dadas, cada componente en la fase gaseosa dependerá no sólode la presión y temperatura, también de la presión parcial del componente. Por lotanto, la cantidad de gas depende de la composición total de los fluidos, como lafracción molar de cualquier componente en la fase gaseosa es la función de la fracciónmolar de todos los demás componentes en esta fase.

El valor K está en función de la temperatura y la presión y de la composición del vapor yfase líquida. Se define como:

KN= (VN / V) / (LN / L)Donde:KN= constante de componente N a una temperatura y presión dadas,VN= moles de componente N en la fase de vapor,V = moles totales en la fase de vapor ,LN= moles de componente N en la fase líquida,L = Total de moles en la fase líquida.

PROCESOS DE SEPARACIÓN. Cálculos Flash


El valor K es unos de los parámetros que mayor relevancia tiene en elmomento de predecir el comportamiento de los fluidos dentro de unrecipiente. En cierto modo, es el valor que se acerca o aleja las prediccionesdel funcionamiento real del sistema.

A pesar de que, al comienzo, el valor de K atendía a la deducción matemáticade la fórmula, es la experiencia de campo y mejoras tecnológicas que se leintroducen a los diseños lo que ha venido adaptando este parámetro alcomportamiento real de los recipientes. En la práctica, lo que suelen hacer losfabricantes es diseñar el extractor de niebla y ajustar en el campo el valorcorrespondiente, para predecir los resultados reales. Por esa razón, se suelenencontrar unidades pequeñas garantizadas para manejar cantidades de gasmucho mayores de lo esperado. Al utilizar velocidades críticas más altas quelas resultantes del uso directo de las fórmulas, los separadores serán dediámetros más pequeños.


CÁLCULOS DE FLASH

EQUILIBRIOS DE FASE. Definición


Cualquier parte homogénea y distinta de un sistema, que se encuentraseparada de las otras partes por un límite definido.

No necesariamente es continua.


El fenómeno se debe a una reducción de presión por debajo de lapresión de saturación (presión de burbuja), que lleva a la liberación deuna fase gaseosa.

P > Pb P > Pb P = Pb P < Pb P = Patm

EQUILIBRIOS DE FASE. Separación Bifásica

CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES


Cla

sifi

caci

ón

de

los

Sep

arad

ore

s

Construcción / Aspecto Físico

Vertical

Horizontal

Simple

Dos Cuerpos

Esférico

Tipo de Separación

Bifásico

Trifásico

Dedicación / Ubicación

Producción / General

Prueba

Separadores en Serie / Paralelo

Torres de Destilación

CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES

SECCIONES DE UN SEPARADOR BIFÁSICO


Todos los separadores bifásicos tienen en común cuatro secciones:

• Deflector de entrada: Elemento que cambia abruptamente ladirección de flujo, causando la liberación del gas (Disminuir elImpulso).

Deflector Desviador / Plato esférico

Deflector Tangencial Ciclón de Entrada (Fuerza centrifuga –Chimenea Ciclónica)




• Deflector de entrada

• Sección de asentamiento de líquido: la zona inferior delseparador proporciona el tiempo necesario para que el gasatrapado se libere hacia la parte superior.





• Sección de asentamiento de líquido

• Sección de asentamiento gravitacional: En esta región sepresenta una reducción de la velocidad de flujo de la corrientegaseosa, lo que permite que las gotas de líquido suspendidascaigan por gravedad.

Se diseña de tal manera que las gotas mayores que 100 ó 140micras sean removidas.






• Sección de asentamiento gravitacional

• Extractor de niebla: Este dispositivo genera numerosos cambiosde dirección en el flujo del gas, haciendo que las pequeñas gotasde líquido (menores que 100 micras) sean capturadas porelementos coalescedores y caigan por gravedad.

2 Clases: Extractor Tipo Veleta y Cojines de Malla de Alambre







• Extractor de niebla: Cojines de Malla de Alambres







• Extractor de niebla

• Rompedores de vórtices:

OBJETIVO: Disminuir Vórtices(Remolinos), cuando la válvulaestá abierta debido a que estoabsorbe el gas del vapor y loremezcla en la salida del líquido.








• Rompedores de vórtices:








• Rompedores de vórtices

• Drenajes de sólidos:Separadores Horizontales:Problema por depósitos dearena en fondo. Para eliminarlos solidos se instalan unosdrenajes que se operan demanera controlada inyectandofluido a alta presión (agua deproducción)

DESCRIPCIÓN DE UN SEPARADOR BIFÁSICO








FUNCIONES DE UN SEPARADOR


TIPOS DE SEPARADORES


Existen diversos tipos de separadores, que cumplen determinadasfunciones:

• Separadores Horizontales

• Separadores Verticales

• Separadores Esféricos

• Separadores Centrífugos

• Botas de Gas

• Separadores Vénturi

• Separadores de doble barril

• Scrubbers

• Slug Catchers

SEPARADORES HORIZONTALES


SEPARADORES VERTICALES



VENTAJAS SEPARADOR HORIZONTAL


VENTAJAS SEPARADOR VERTICAL


HORIZONTAL vs VERTICALEn términos generales, es más recomendable el uso de separadoreshorizontales, pues estos ofrecen una mayor área para las interfases(G/O y O/W), con lo que se consigue un mejor equilibrio de fases yuna separación más rápida.

En algunos casos es recomendable el uso de separadores verticales:

• Los separadores horizontales no son buenos en el manejo desólidos. En un separador vertical puede instalarse un drenaje enla parte inferior, cosa que no es posible en uno horizontal.

• Los separadores horizontales ocupan más espacio. Sin embargo,al usar varios separadores, éstos pueden ubicarse uno sobre otro.

• Los separadores verticales son más versátiles para el manejo detasas de producción variables.

SEPARADORES ESFÉRICOS


Los separadores esféricos son relativamente baratos y su uso está limitado a

aplicaciones especiales. Son compactos y fácilmente pueden ser montados

sobre “skid” para utilizarlos como separadores portátiles para pozos de baja

producción. Su forma es excelente para condiciones de alta presión y bajos

volúmenes. Estos separadores están disponibles en diámetros desde 24 hasta

60 pulgadas y presiones de trabajo hasta 6000 psi. Los fluidos entran al

recipiente, golpeando a un deflector esférico lo cual obliga a caer a los líquidos

al fondo del envase. El gas sube y a través de un elemento depurador

(“scrubber”), se separan las últimas gotas líquidas.

OTRAS CONFIGURACIONES


• Botas de gas El diseño de una bota desgasificadora es más simpleque el de un separador, al igual que suscomponentes internos, siendo estos:

Deflector: El deflector de una bota desgasificadora,tiene la forma de un sombrero chino, con un ángulode 45°, y se encuentra a la salida del tubo internoconcéntrico por donde asciende el fluido multifásico.El deflector cambia la dirección de flujo,ocasionando la liberación de gas que ha sidoarrastrado o se encuentra en solución en la corrientede líquido en la salida del separador.

Bafles Perforados: La bota de gas tiene arriba deldeflector una serie de placas o bafles con un ángulode inclinación de 45°. El gas atraviesa los baflesperforados, reteniéndose los líquidos arrastrados enla corriente de gas.



• Botas de gas


Los separadores de dosbarriles aíslan los líquidosrecolectados en el barrilinferior para prevenir queel gas se vuelva a arrastrardurante las oleadas. Hoy nose ve esta configuracióncon frecuencia porque suconstrucción es cara y lasventajas son más teoréticasque prácticas.



• Botas de gas


• Separador horizontal con bota



• Botas de gas



• Separadores tipo filtro Los separadores de filtro Comúnmente son

utilizados en las entradas de compresores

en estaciones de compresión en el campo,

como Depuradoras finales corriente arriba

de las torres de contacto de glicol y en

aplicaciones de instrumento / gas de

campo. Los separadores de filtro pueden

remover todas las partículas mayores a 2 micras

y el 99% de aquellas hasta un mínimo de 0,5

micras. Estas unidades, también disponibles en

configuraciones verticales, son utilizadas en

ingresos de compresores y en otras aplicaciones

de GOR alto.



• Botas de gas



• Separadores tipo filtro

• Slug Catchers

El Receptor de Slug es un equipo estático

utilizado en las instalaciones de producción de

petróleo para reducir al mínimo el slug de

oleoductos y gasoductos. Los fluidos extraídos

de los yacimientos de petróleo y gas contienen

petróleo crudo, gas natural, agua, sales, etc. El

flujo multifásico en una tubería a menudo

conduce flujo de lodo de la formación. Este

flujo de múltiples fases se recibe en en las

instalaciones de procesamiento y de

almacenamiento de petróleo crudo en el que

el aceite, agua y gases son separados para

eliminar el slug, de ahí el nombre.








• Rompedores de vórtices

• Drenajes de sólidos:Este accesorio es indispensable en fluidoscon alto contenido de sólidos, ya quepermite extraer los sólidos asentados. Sufuncionamiento se basa en la inyección defluido a través de una tobera. Estedispositivo se coloca donde se acumula laarena, funcionando con fluido a presiónmediante toberas de inyección, que haganposible la remoción de la arena.



• Botas de gas



• Separadores tipo filtro

• Slug Catchers

• Scrubber

Sistema de tratamiento primario de gases el

cual busca remover:

- Partículas sólidas

- Gotas de líquidos

- Gases ácidos (CO2, NOx, SOx)

Sus principales aplicaciones son:

- Tratamiento de gases de refinería

- Tratamiento de gas de pozo

- Lavado de gases y emisiones gaseosas

- Desulfuración de combustibles

VARIABLES DE CONTROLTiempo de Retención:


VARIABLES DE CONTROLTiempo de Retención:


1. Si existe espuma, aumentar por encima de los tiempos de retención por un factor de 2 a 4.

2. Si existe mucho CO2, utilizar un mínimo de tiempo de retención de 5 minutos.


COEFICIENTE DE ARRASTRE


DIMENSIONAMIENTO SEPARADOR HORIZONTAL


DIMENSIONAMIENTO SEPARADOR HORIZONTAL


DIMENSIONAMIENTO SEPARADOR VERTICAL


DIMENSIONAMIENTO SEPARADOR VERTICAL

DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Horiz.)


1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un procesoiterativo (Suponer un CD=0,34).

21

1 0119,0

D

m

g

gl

C

dV

g

mg Vd

0049,0Re

34,0Re

3

Re

245,0DC


1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un procesoiterativo.

2. Calcular la capacidad al gas.

21

420

m

D

gl

gg

effd

C

P

TZQdL





3. Calcular la capacidad al líquido.

7,0

2 lreff

QtLd






4. Establecer relaciones entre el diámetro del separador (d) y lalongitud efectiva (Leff) para las capacidades al gas y al líquido.

d (in) Gas Leff (ft) Líquido Leff (ft)

16

20

24

30


Diámetros Comerciales Separador (in): 1, 2, 3, 4, 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24, 30, 36, 42, 48, 60, 72.






5. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (Lss) para cadadiámetro.

Para Leff > 7,5ft:

Para Leff < 7,5ft:

12

dLL effSS

5,2 effSS LL








6. Determinar la relación de esbeltez para cada diámetro.

d

LSR SS12








6. Determinar la relación de esbeltez para cada diámetro.

7. Seleccionar la opción que contenga una relación de esbeltezentre 3 y 4. En caso de que dos o más opciones se encuentren enese rango, se puede tomar la decisión de usar la de diámetro menor,pues implica un costo más bajo.




DiámetroComercial

Leff gas (ft) Leff liq (ft) Lss (ft)SR (Relación de

Esbeltez)

23468

10121620303642

Seleccionar la opción que contenga una relación de esbeltez entre 3 y 4.


Ejercicio:

Diseñar un separador horizontal bifásico con los siguientes datos.

Producción de gas: 10MMscfd

Densidad del gas: 1.44 lb/ft3

Producción de crudo: 2000BOPD

Gravedad API: 40°

Presión de operación: 1000psia

Temperatura de operación: 60°F

Tamaño de la partícula a retirar: 140m

Tiempo de retención: 3 minutos


DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Verticales)


1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un procesoiterativo (Suponer un CD=0,34).

21

1 0119,0

D

m

g

gl

C

dV

g

mg Vd

0049,0Re

34,0Re

3

Re

245,0DC



2. Calcular la capacidad al gas. De aquí se obtiene el mínimodiámetro requerido. Cualquier diámetro superior a éste puede serutilizado.

21

2 5040

m

D

gl

gg

d

C

P

TZQd





3. Con la ecuación de la capacidad al líquido calcular la altura (h)para varios diámetros mayores que el diámetro mínimo (Tenercuidado, porque en esta ecuación se obtiene h en pulgadas).

12,0

2 lrQthd





3. Con la ecuación de la capacidad al líquido calcular la altura (h)para varios diámetros mayores que el diámetro mínimo.

4. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (Lss).

Para d ≤ 36in :

Para d > 36in :


12

76

hLSS

12

40

dhLSS



4. Calcular la Longitud entreCordones de Soldadura (Lss):

Para d ≤ 36in :

Para d > 36in :

12

76

hLSS

12

40

dhLSS






5. Calcular la relación de esbeltez.


d

LSR SS12






5. Calcular la relación de esbeltez.

6. Seleccionar la opción que presente una relación de esbeltezentre 3 y 4.



Ejemplo:

Diseñar un separador vertical bifásico con los siguientes datos.

Producción de gas: 10MMscfd

Gravedad específica del gas: 0,6

Producción de crudo: 2000BOPD

Gravedad API: 40°

Presión de operación: 1000psia

Temperatura de operación: 60°F

Tamaño de la partícula a retirar: 140m

Tiempo de retención: 3 minutos



DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS

ρgas=2.70 ∗𝐺𝐸 ∗𝑃

𝑇 ∗𝑍

T: °RankineZ: Gráficos GPSA (Función GE – Ken Arnold)


DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS

TEMAS DE CONSULTA:


• Problemas operacionales de los Separadores Bifásicos:

- Formación de espuma

- Presencia de parafinas

- Producción de arena

- Arrastre de líquidos

- Gas Blowby

- Baches de líquido

• Extractores de niebla:

- Funcionamiento

- Diseño

- Tipos

- Comparación entre ellos

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