Estudio de Un Separador Trifasico
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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERIA MECÁNICA
ESTUDIO DE UN SEPARADOR TRIFASICO (AGUA-PETROLEO-GAS)
UTILIZANDO HERRAMIENTAS DE DINAMICA COMPUTACIONAL
Por:
Mario Elias Torres Ramirez
PROYECTO DE GRADO
Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar
Como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Mecánico
Sartenejas, Julio de 2008
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERIA MECÁNICA
ESTUDIO DE UN SEPARADOR TRIFASICO (AGUA-PETROLEO-GAS)
UTILIZANDO HERRAMIENTAS DE DINAMICA COMPUTACIONAL
Por:
Mario Elías Torres Ramírez
Realizado con la Asesoría de:
Dr. Miguel Asuaje
PROYECTO DE GRADO
Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar
Como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Mecánico
Sartenejas, Julio de 2008
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
Decanato de Estudios Profesionales
Coordinación de Ingeniería Mecánica
“ ESTUDIO DE UN SEPARADOR TRIFASICO (AGUA-PETROLEO-GAS)
UTILIZANDO HERRAMIENTAS DE DINAMICA COMPUTACIONAL”
PROYECTO DE GRADO Presentado por: Mario Elías Torres Ramírez
REALIZADO CON LA ASESORIA DE: Dr. Miguel Alejandro Asuaje Tovar
RESUMEN
El petróleo al momento de su extracción es un fluido multifásico (agua, arena, gas,
petróleo), el cual no es comercializable debido a la presencia de fluidos que se
encuentran mezclados dentro del mismo. Es por esto que es necesaria la separación de
los distintos fluidos en las proporciones adecuadas para aprovecharlo como combustible
o materia prima que requiere el mercado. La separación física de estas fases es una de
las operaciones fundamentales en la producción, procesamiento y tratamiento de los
crudos y del gas natural. En este trabajo se presenta el dimensionamiento y el análisis
fluido dinámico utilizando un programa de fluido computacional (CFD). Los Separadores
representan la primera instalación del procesamiento y refinación del crudo dentro de
una estación de flujo la cual está compuesta por tanques, bombas y tuberías donde se
recolecta la producción de varios pozos para enviarla posteriormente a otros sitios según
las operaciones que se realicen. El presente estudio contiene la evaluación de un
separador trifásico. Luego de dimensionar el separador y realizar la geometría del
mismo, se realizaron simulaciones con fluido monofásico (agua), bifásico (agua y aire) y
trifásico (agua, aire y petróleo). Todas las simulaciones bajo las condiciones
operacionales de un separador trifásico existente en una estación de flujo. Se observó el
perfil de presiones, la separación de fase dentro del separador, como también el
comportamiento en el tiempo del separador.
PALABRAS CLAVES: Multifásico, CFD, Simulaciones, Separador.
Aprobado con mención: Mención Sobresaliente
Sartenejas, Julio de 2008
iii
INDICE GENERAL
RESUMEN………………………………………………………………..............................ii
INDICE GENERAL.......................................................................................................iii
INDICE DE TABLAS.....................................................................................................v
INDICE DE FIGURAS..................................................................................................vi
CAPITULO 1 .............................................................................................................................. 1
1.1 Introducción ............................................................................................................... 1
1.2 Planteamiento del Problema ................................................................................... 2
1.3 Objetivos Generales ................................................................................................. 3
1.4 Objetivos Específicos ............................................................................................... 3
1.5 Metodología ............................................................................................................... 4
CAPITULO 2 ......................................................................................................................... 6
Marco Teórico ............................................................................................................................ 6
2.1 Flujo Multifásico ........................................................................................................ 6
2.2 Definiciones ............................................................................................................... 7
2.3 Fundamentos de Mecánica de Fluidos ................................................................. 9
2.4 Ecuaciones Fundamentales .................................................................................. 12
2.5 Separación de Flujo ................................................................................................ 14
2.6 Separadores de producción .................................................................................. 17
2.7 Equipos Separadores de Fase ............................................................................. 18
2.7.1 Funciones que debe realizar un Separador ......................................... 19
2.7.2 Descripción de un Separador............................................................... 20
2.7.3 Mecanismos de Separación ................................................................. 21
2.7.4 Clases de Separadores ....................................................................... 23
2.8 Factores que afectan la separación entre el gas y líquido. .............................. 25
2.9 Dimensionamiento del Separador ........................................................................ 27
2.10 Diseño Mecánico del Separador .......................................................................... 36
2.11 Dinámica de Fluido Computacional (CFD) ......................................................... 41
2.12 Metodología de la Simulación ............................................................................... 42
iv
2.12.1 Geometría y Mallado ............................................................................ 43
2.12.2 Definiciones Físicas (Pre-Procesador) ................................................. 44
2.12.3 Solvers (Procesador) ........................................................................... 45
2.12.4 Post-Procesador .................................................................................. 46
2.13 Modelos Multifásico dentro de CFD ..................................................................... 46
2.14 Modelo de Turbulencia .......................................................................................... 47
2.14.1 Eddy Viscosity Turbulence Models .............................................................. 48
CAPITULO 3 ....................................................................................................................... 49
3.1 Dimensionamiento del Separador ........................................................................ 49
3.2 Diseño Mecánico del Separador .......................................................................... 54
CAPITULO 4 ....................................................................................................................... 56
4.1 Revisión de Ingeniería de Proceso. ............................................................ 56
4.2 Geometría del Separador 3-D ..................................................................... 60
4.3 Mallado de la Geometría ............................................................................. 62
4.4 Validación de Malla ..................................................................................... 64
4.5 Simulación Bifásica ..................................................................................... 70
4.5.1 Régimen Permanente .......................................................................... 70
4.5.2 Régimen Transitorio ............................................................................. 77
4.6 Simulación Trifásica ............................................................................................... 79
4.6.1 Simulación A. Malla No-Estructurada .................................................. 79
4.6.2 Simulación B, Malla Estructurada ........................................................ 88
4.6.3 Comparación de Simulaciones. ........................................................... 91
4.6.4 Modificación de la Salida del Agua ...................................................... 92
4.6.5 Simulación con Valores de Entradas Alteradas ................................... 94
4.6.6 Modificación de la Geometría, Deflector de Momento en la Entrada ... 95
CAPITULO 5 ....................................................................................................................... 99
Conclusión y Recomendaciones .......................................................................................... 99
Referencia Bibliográfica ....................................................................................................... 100
ANEXO 1 ................................................................................................................................ 101
ANEXO 2 ................................................................................................................................ 102
v
INDICE DE TABLAS
Tabla 3.1 Requisitos mínimos para el diseño del separador. .................................... 49
Tabla 3.2 Datos necesarios para el Dimensionamiento Mecánico del Separador..... 54
Tabla 4.1 Flujo de Entrada a la Estación de Flujo por pozos .................................... 56
Tabla 4.2 Propiedades del Petróleo .......................................................................... 56
Tabla 4.3 Condiciones de operación del Separador .................................................. 57
Tabla 4.4 Dimensión de las Boquillas ....................................................................... 58
Tabla 4.5 Dimensiones Básicas del Separador ......................................................... 59
Tabla 4.6 Altura de Interfase ..................................................................................... 59
Tabla 4.7 Desviación de los Diferentes Modelos ....................................................... 60
Tabla 4.8 Validación Malla 1 ..................................................................................... 68
Tabla 4.9 Validación Malla 2 ..................................................................................... 68
Tabla 4.10 Validación Malla 3 ................................................................................... 69
Tabla 4.11 Validación Malla 4 ................................................................................... 69
Tabla 4.12 Validación Malla 5 ................................................................................... 70
Tabla 4.13 Condiciones para la simulación bifásica .................................................. 74
Tabla 4.14 Comparación de Modelos de Turbulencia, Simulación Bifásico .............. 77
Tabla 4.15 Simulaciones Trifásicas Realizadas ........................................................ 79
Tabla 4.16 Condiciones de Operación para la Simulación Trifásica en condiciones de
Operación ........................................................................................................... 80
Tabla 4.17 Comparación entra la simulación A y la Simulación B............................. 91
Tabla 4.18 Comparación entra la Geometría Original y la Modificada. ..................... 94
vi
INDICE DE FIGURAS
Figura 1.1 Esquema de la Metodología del Trabajo .................................................... 5
Figura 2.1 Fuerzas cohesivas y fuerzas adhesivas ..................................................... 8
Figura 2.2 Tensión superficial σ .................................................................................. 9
Figura 4.1 Diagrama de Flujo Mecánico del Separador Existente (FWKO) .............. 58
Figura 4.2 Esquema de las alturas de las Interfases ................................................. 60
Figura 4.3 Ubicación de los Componentes del Separador ........................................ 61
Figura 4.4 Plano del Separador ................................................................................. 62
Figura 4.5 Malla No Estructurada (Workbench) ........................................................ 63
Figura 4.6 Malla Estructurada (ICEM) ....................................................................... 63
Figura 4.7 Muestra de una Capa Inflada ................................................................... 65
Figura 4.8 Validación de la Malla, Criterio Variación de Presión ............................... 67
Figura 4.9 Validación Malla 1 .................................................................................... 68
Figura 4.10 Validación Malla 2 .................................................................................. 68
Figura 4.11 Validación Malla 3 .................................................................................. 69
Figura 4.12 Validación Malla 4 .................................................................................. 69
Figura 4.13 Validación Malla 5 .................................................................................. 70
Figura 4.14 Esquema de Validación para la Simulación ........................................... 73
Figura 4.15 Campo de Presiones, Simulación Bifásica Régimen Permanente ......... 75
Figura 4.16 Fracción Volumétrica del Agua, Simulación Bifásica Régimen
Permanente ........................................................................................................ 76
Figura 4.17 Fracción Volumétrica del Aire, Simulación Bifásica Régimen Permanente
........................................................................................................................... 76
Figura 4.18 Imágenes de la Simulación Transitoria cada 10 segundos .................... 78
Figura 4.19 Condiciones Iniciales de la Simulación Trifásica .................................... 81
Figura 4.20 Plano de Corte para Simulación Trifásica .............................................. 82
Figura 4.21 Plano de interfase .................................................................................. 83
Figura 4.22 Campo de Presiones, Simulación Trifásica. Modelo SST ...................... 83
Figura 4.23 Fracción Volumétrica del Petróleo. Modelo SST .................................... 84
vii
Figura 4.24 Fracción Volumétrica del Agua. Modelo SST ......................................... 85
Figura 4.25 Fracción Volumétrica del Aire. Modelo SST ........................................... 86
Figura 4.26 Velocidad del Petróleo. Modelo SST ...................................................... 86
Figura 4.27 Velocidad del Agua. Modelo SST ........................................................... 87
Figura 4.28 Velocidad del Aire. Modelo SST ............................................................. 88
Figura 4.29 Campo de Presión, ICEM ....................................................................... 89
Figura 4.30 Fracción Volumétrica del Petróleo, ICEM ............................................... 89
Figura 4.31 Fracción Volumétrica del Agua, ICEM .................................................... 90
Figura 4.32 Fracción Volumétrica del Aire, ICEM ...................................................... 90
Figura 4.33 Geometría Modificada, Nueva Ubicación de Salida del Agua ................ 92
Figura 4.34 Simulación Con la Geometría Modificada, Salida del Agua ................... 93
Figura 4.35 Modificación de la Geometría, Momento Flector .................................... 96
Figura 4.36 Campo de Presiones, con Deflector de Momento ................................. 96
Figura 4.37 Fracción Volumétrica del Petróleo, con Factor de Momento ................. 97
Figura 4.38 Fracción Volumétrica del Agua, con Flector de Momento ..................... 97
Figura 4.39 Fracción Volumétrica, con Flector de Momento .................................... 97
CAPITULO 1
1.1 Introducción
El petróleo es un fluido que se extrae mediante la perforación del pozo sobre un
yacimiento, este sale como una mezcla completa de hidrocarburos con pequeñas
cantidades de otros compuestos. La proporción de hidrocarburos que integran el
petróleo varía de acuerdo con cada yacimiento. Este fluido extraído de los
yacimientos es por lo general de naturaleza multifásico, pues contiene sustancias
con propiedades termodinámicas gaseosas, como el gas natural, líquidas como el
agua y el petróleo, y sólidas como arena y otras partículas.
Este fluido multifásico como una gran variedad de hidrocarburos, no se separa por
sí solo, es necesario la utilización de equipos para ese fin. El primer equipo que es
utilizado en la industria petrolera es el separador trifásico, este separa el líquido
multifásico que sale del yacimiento en gas y las dos fases de los líquidos inmiscibles.
Este separador por lo general se encuentra en la estación de flujo que está cerca del
yacimiento. Este proceso se lleva a cabo para facilitar el manejo del petróleo, y así
poder llevarlo por tuberías hasta las plantas de refinación.
Conociendo la importancia de un separador trifásico, es que se deriva el estudio de
la fluido dinámica del separador. Con la tecnología que se cuenta en la actualidad,
los diferentes programas de computación para diseñar y simular el comportamiento
de cualquier sistema. Con la simulación, se busca comprender el comportamiento
físico de las fases en el interior del equipo. En un futuro, con los resultados se espera
establecer criterios para la optimización y análisis de desempeño de tan importantes
equipos para la industria petrolera.
Este trabajo se encuentra estructurado en los siguientes capítulos:
2
En el presente capítulo, se introduce al trabajo realizado, así como la importancia y
objetivos del mismo.
En el capítulo 2, se describe la teoría y los aspectos fundamentales en que se basó
este trabajo, se realiza un resumen de flujo multifásico, se describen los distintos
separadores que existen así como también algunos aspectos básicos de estos y por
último se habla del programa Dinámica de Fluido Computacional o CFD por sus
siglas en inglés.
En el capítulo 3, se muestra el procedimiento de dimensionamiento del separador
utilizando las normativas de PDVSA y las normas ASME para las dimensiones del
separador y el espesor respectivamente.
En el capítulo 4, se realiza el análisis de las simulaciones realizadas por el
programa CFD, se muestra como fue evolucionando el trabajo y las discusiones de
los resultados obtenidos por tales simulaciones.
En el capítulo 5, se presentan las conclusiones del trabajo, teniendo en cuenta las
discusiones realizadas en el capitulo 4.
1.2 Planteamiento del Problema
La producción del petróleo ha evolucionado con el paso del tiempo, se ha mejorado
su refinamiento, desde los inicios rudimentarios en la era del oro negro, hasta
nuestros días que se utiliza lo último en tecnología. El separador representa la
primera etapa en el proceso de refinamiento del petróleo, de ahí su gran importancia.
Para mejorar el funcionamiento de estos es necesario que se conozca el
comportamiento de los fluidos en su interior, la separación de las fases, el campo de
presiones, velocidad de las corrientes internas entre otras características. De esta
manera se podrán tomar decisiones acertadas de mejoras o cambios en el diseño de
separadores que aumenten su eficiencia.
3
1.3 Objetivos Generales
Esta investigación tiene por objetivo evaluar el comportamiento fluido dinámico de
la mezcla dentro de un separador trifásico con las condiciones de operación de un
separador horizontal existente, modelo free water knockout (FWKO) que se
encuentra en operación en una estación de flujo localizado en el Delta Amacuro. Este
trabajo se desarrollará utilizando el programa CFD y realizando simulaciones en la
versión CFX-11. Con estas simulaciones se obtendrá el campo de presiones del
separador en operación, así como también el comportamiento fluido dinámico en
régimen permanente y así comprender el comportamiento físico del separador en su
interior y poder realizar mejoras al diseño del mismo.
1.4 Objetivos Específicos
� El dimensionamiento del separador, utilizando las normas PDVSA
No.90616.1.027 y las condiciones de operación del separador existente, así
como también el cálculo del espesor del mismo utilizando las normas ASME.
� La utilización de distintos programas computacionales para cumplir diferentes
funciones de la siguiente manera:
� El diseño de la geometría en un programa CAD del separador.
� El mallado de la geometría en Workbench y ICEM.
� La simulación monofásica (agua) y validación del mallado, la simulación
bifásica (agua y aire) y la simulación trifásica (agua, aire y petróleo)
utilizando el programa ANSYS CFX 11.
4
1.5 Metodología
En la figura 1.1 se observa la metodología empleada para realizar este trabajo, el
primer paso es la revisión bibliográfica en la cual se investiga de libros y
publicaciones internacionales todo lo relacionado a los separadores usados en la
industria petrolera, es decir los tipos de separadores y su funcionamiento. Se estudia
también la ingeniería de procesos del separador existente.
Después de la revisión se procede a calcular las dimensiones del separador
utilizando las normativas de PDVSA, para posteriormente realizar las mallas, una
estructurada y otra no estructurada.
La malla realizada se debe validar con las simulaciones utilizando varios criterios
para esto. Al conseguir una malla que cumpla los criterios con menos carga
computacional se deben realizar las simulaciones bifásica y trifásica.
Con las simulaciones bifásicas se obtienen las condiciones de borde que cumplen
los criterios de convergencia. En esta parte del trabajo se realizan dos tipos de
simulaciones, una en estado permanente y otro en estado transitorio.
Al tener la mejor condición de borde, se realizan las simulaciones trifásicas, solo en
estado permanente. Se realizan varias simulaciones cambiando la geometría del
separador para observar su comportamiento y la diferencia con los cambios
realizados.
5
METODOLOGIA
Figura 1.1 Esquema de la Metodología del Trabajo
Cálculo de las Dimensiones del Separador
Geometría del Separador
INVENTOR 10 (CAD)
Mallado del Dominio
Malla No Estructurada Malla Estructurada
Validación de Malla
Simulación en CFX-11
Preprocesamiento
PRE
Procesamiento
SOLVER Postprocesamiento
POST
Simulación
Bifásica
Se encuentra el
mejor sistema de
control con las
Condiciones de
Borde
Simulación en
Régimen Transitorio
Simulación Trifásico
(Agua-Aire-Petróleo)
Análisis de los Resultados
Revisión Bibliográfica y Revisión de Ingeniería de Procesos
6
CAPITULO 2
Marco Teórico
2.1 Flujo Multifásico
Para el contexto de este trabajo, el término corriente multifásico se utiliza para
referirse a cualquier fluido que conste de más de una fase o componente. Se excluye
de estas circunstancias, el que los componentes estén bien mezclados por encima
del nivel molecular. En consecuencia, en los flujos que se han considerado en este
trabajo los componentes de las fases se encuentran separados a una escala muy por
encima del nivel molecular. Esto deja todavía un enorme espectro de diferentes
corrientes de multifásico.
Un tema persistente a lo largo del estudio del flujo multifásico es la necesidad de
modelos para predecir el comportamiento detallado de los flujos y los fenómenos
que se manifiestan[1]. Hay tres maneras en que esos modelos se exploran: (1)
experimentalmente, a través del laboratorio utilizando escalas de los modelos
equipados con la correspondiente instrumentación, (2) teóricamente, utilizando
ecuaciones matemáticas y modelos de flujo, y (3) computacionalmente, usando el
poder de las computadoras modernas para hacer frente a la complejidad de la
corriente y su comportamiento físico. Es evidente que hay algunas aplicaciones en
las que se puede implementar la escala de un modelo dentro del laboratorio para
hacerlo posible. Pero en muchos casos, el modelo de laboratorio debe tener una
escala muy diferente a la del prototipo y es en estos casos que entra un socio fiable,
el modelo teórico o modelo computacional, estos modelos son esenciales para la
confianza en la extrapolación a la escala del prototipo.
En consecuencia, la capacidad predictiva y la comprensión física dependen en
gran medida de modelos teóricos y/o computacionales. Sin embargo la complejidad
del comportamiento de la mayoría de los flujos multifásico presentan un gran
obstáculo para estos modelos. Tal vez sea posible en algún tiempo lejano la
utilización de las ecuaciones de Navier-Stokes para cada una de las fases y además
7
tener el poder de calcular todos los detalles de una corriente multifásico, el
movimiento de todo el líquido que rodea y esta dentro de cada partícula, la posición
de cada interfaz. Pero en la actualidad la potencia de los ordenadores y su velocidad
están muy lejos de alcanzar esa realidad. Cuando una o dos fases se convierten en
turbulentas como la mayoría de las veces ocurre, el reto es astronómico. Es por ello
que se necesitan las simplificaciones de los modelos reales para la mayoría de los
flujos multifásico.
2.2 Definiciones
� Flujo No-Homogéneo
El flujo multifásico no-homogéneo se refiere al caso donde existen diferentes
campos de velocidad y otras características pertinentes para cada líquido. El campo
de presión es compartida por todos los fluidos. El fluido interactúa por medio de los
términos de transferencia de interfase.
� Flujo Homogéneo
El flujo multifásico homogéneo es un caso límite del fluido multifásico Eulerian-
Eulerian donde todos los fluidos que comparten los mismos campos de velocidad y
otras características pertinentes tales como la temperatura, turbulencias, etc. El
campo de presión también es compartida por todos los fluidos.
� Superficie Libre
La superficie libre de un flujo se refiere a una situación en la que el fluido
multifásico (para el presente caso de estudio agua, aire y petróleo) está separado por
distintas interfaces. El fluido en superficie libre con el modelo no homogéneo puede
ser usado para permitir la separación entre dos fase, esto es requerido si se
encuentra una fase dentro de otra y se quiere que se separen de nuevo.
� Tensión Superficial
8
La tensión superficial en la interfaz de un líquido y un gas, que es una fuerza de
tensión distribuida a lo largo de la superficie, se debe primordialmente a la atracción
molecular entre moléculas parecidas (cohesión) y a la atracción molecular entre
moléculas diferentes (adhesión). En el interior de un líquido (véase la figura 2.1) las
fuerzas cohesivas se cancelan, pero en la superficie libre del líquido las fuerzas
cohesivas desde abajo exceden las fuerzas adhesivas desde el gas localizado por
encima, dando como resultado una tensión superficial.
Figura 2.1 Fuerzas cohesivas y fuerzas adhesivas[2]
Ésta es la razón por la cual una gota de agua adquiere una forma esférica, y los
pequeños insectos pueden posarse en la superficie de un lago sin hundirse. La
tensión superficial se mide como una intensidad de carga lineal σ tangencial a la
superficie y se da por unidad de longitud de una línea dibujada sobre la superficie
libre. Además, la carga es perpendicular a la línea, como se muestra en la figura 2.2,
donde AB se localiza sobre la superficie libre. σ se conoce como coeficiente de
tensión superficial y es la fuerza por unidad de longitud transmitida desde la
superficie de fluido localizada a la izquierda de AB hasta la superficie de fluido
localizada a la derecha de AB con una dirección perpendicular a la línea AB.
9
Figura 2.2 Tensión superficial σ[2]
2.3 Fundamentos de Mecánica de Fluidos
A continuación se definirá la densidad y la viscosidad, estas propiedades son de
gran interés en el estudio del separador.
� Densidad
La densidad es la masa por unidad de volumen, y viene dada por:
V
m=ρ
Donde m es la masa en kg y V es el volumen en m3 en unidades del sistema
internacional.
� Viscosidad
Para un flujo bien ordenado o laminar, es decir, que está libre de fluctuaciones
macroscópicas de velocidades, en el que las partículas de fluido se mueven en
líneas rectas y paralelas (flujo paralelo), la ley de viscosidad de Newton establece
que para ciertos fluidos conocidos como fluidos newtonianos, el esfuerzo cortante
sobre una interfaz tangente a la dirección de flujo es proporcional a la tasa de cambio
10
de la velocidad con respecto a la distancia, donde la diferenciación se toma en una
dirección normal a la interfaz. Matemáticamente se establece como:
n
V
∂∂τα
La figura 2.3 puede explicar con más detalle esta relación. Se escoge un área
infinitesimal en el flujo que sea paralela al eje de velocidad horizontal, como se
muestra. Se dibuja la normal n a esta área y se grafican las velocidades del fluido en
puntos a lo largo de la normal, formando de esta manera un perfil de velocidad. La
pendiente del perfil hacia el eje n en la posición correspondiente al elemento de área
es el valor ∂V/∂n, el cual se relaciona, tal como se planteó anteriormente, con el
esfuerzo cortante presente en la interfaz.
Figura 2.3 Flujo paralelo bien ordenado[2]
Al insertar el coeficiente de proporcionalidad en la ley de viscosidad de Newton se
llega al resultado:
n
V
∂∂⋅= µτ
Donde µ se conoce como el coeficiente de viscosidad dinámica. En el sistema de
unidades cgs, la unidad de viscosidad es el poise, que corresponde a 1 g/cms. El
11
centipoise es l/lOO de un poise. La unidad SI para la viscosidad es 1 kg/ms. Ésta no
tiene un nombre en particular y es 10 veces mayor que el poise, como se deduce
utilizando las unidades básicas. En el sistema USCS, la unidad del coeficiente de
viscosidad es 1 slug/pies y en el sistema SI no tiene nombre. Otro coeficiente de
viscosidad, llamado viscosidad cinemática, viene definido por:
ρµν =
Donde ρ es la densidad del fluido y ν es la viscosidad cinemática cuyas unidades
son m2/s.
Como se estableció previamente, la viscosidad no depende en gran medida de la
presión. Sin embargo, se observa que la viscosidad de un líquido disminuye con un
aumento en la temperatura, mientras que en un gas curiosamente ocurre lo contrario.
La explicación de estas tendencias es la siguiente: en un líquido las moléculas tienen
una movilidad limitada con fuerzas cohesivas grandes presentes entre las moléculas.
Esto se manifiesta en la propiedad del fluido que se ha llamado viscosidad. Un
aumento en la temperatura disminuye la cohesión entre las moléculas (en promedio,
se apartan más) y existe un decrecimiento en la “pegajosidad” del fluido, es decir, un
descenso en la viscosidad. En un gas las moléculas tienen una gran movilidad y
generalmente están apartadas pues, en contraste con un líquido, existe poca
cohesión entre ellas. Sin embargo, las moléculas interactúan chocando unas con
otras durante sus movimientos rápidos. La propiedad de viscosidad resulta de estos
choques.[3]
La variación de la viscosidad de los gases con la temperatura puede aproximarse
por alguna de las siguientes dos leyes conocidas, respectivamente, como la ley de
Sutherland y la ley de potencia, como sigue:
( )
ST
STT
T
o
+
+⋅
=0
23
0µµ
12
n
T
T
= ⋅
00µµ
Donde µ0 es una viscosidad conocida a una temperatura absoluta T0 y donde S y n
son constantes determinadas mediante el ajuste de una curva. Nótese que T es la
temperatura absoluta a la cual está µ. Para determinar la viscosidad de los líquidos,
se utiliza la siguiente f6rmula simple: BTeA −⋅=µ
Donde A y B son constantes encontradas nuevamente al ajustar datos a una curva
para un líquido particular.
2.4 Ecuaciones Fundamentales
A continuación tendremos las ecuaciones fundamentales para resolver la fluido
dinámica del separador.
� Fracción Volumétrica
Volumen de un componente dividido por la suma de todos los componentes antes
de la mezcla. El tanto por ciento en volumen representa 100 veces la fracción en
volumen, como se observa en las ecuaciones a continuación:
total
ii Q
Q=α ∑ = 1iα
Para un separador trifásico sería de la siguiente manera:
α petróleo +α agua +α gas = 1
� Conservación de la masa
13
A partir del balance de masa en un volumen de control infinitesimal, haciendo que
el flujo neto de masa que entra en el elemento es igual a la rapidez de cambio de la
masa del elemento.
elementosaleentra mt
mm &&&∂∂=−
La ecuación de continuidad es una consecuencia del principio de conservación de
la masa. Para un flujo permanente, la masa de fluido que atraviesa cualquier sección
de una corriente de fluido, por unidad de tiempo, es constante. Esta puede calcularse
como sigue:
222111 VAVA ⋅⋅=⋅⋅ ρρ = constante
Que para fluidos incomprensibles:
=⋅=⋅= 2211 VAVAQ constante (en m3/s)
Donde A1 y V1 son, respectivamente, el área de a sección recta en m2 y la
velocidad media de la corriente en m/s.
� Ecuaciones de Navier – Stokes
Si el fluido es real y por tanto viscoso. Una deducción de las ecuaciones de Euler,
conduce a las ecuaciones diferenciales del movimiento de un fluido viscoso o
ecuaciones de Navier – Stokes. Su expresión es la siguiente:
xx v
x
p
dt
dv 2.1 ∇+
∂∂−= ν
ρ
14
yy v
y
p
dt
dv 2.1 ∇+
∂∂−= ν
ρ
zz v
z
pg
dt
dv 2.1 ∇+
∂∂−−= ν
ρ
Donde ∇ 2 es el operador de Laplace, cuya expresión es:
2
2
2
2
2
22
zyx ∂∂+
∂∂+
∂∂=∇
Y υ es la viscosidad cinemática.
� Ecuación de Bernoulli
Se obtiene la ecuación de la energía al aplicar al flujo de fluido el principio de
conservación de la energía. La energía que posee un fluido en movimiento está
integrada por la energía interna y las energías debidas a la presión, a la velocidad y a
su posición en el espacio[3]. En la dirección del flujo, el principio de la energía se
traduce en la siguiente ecuación, al hacer el balance de la misma, para los flujos
permanentes de fluidos incompresibles se reduce a:
++=−−+
++ 2
22
2
1
211
22z
g
VpHHHz
g
VpELA ωω
2.5 Separación de Flujo
La estación de flujo y recolección de la producción de los pozos la componen un
grupo de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición, tratamiento,
15
almacenamiento y despacho del petróleo. El flujo del pozo consiste
preponderantemente de petróleo, al cual está asociado un cierto volumen de gas.
� Estación de Flujo
En la industria petrolera a nivel mundial siempre se cumple las fases de
explotación, producción y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados, una
vez que el petróleo llega a la superficie este se recolecta mediante procesos
asociados al manejo de crudo, el gas se separa para ser transferidos a las plantas de
compresión, mientras que el crudo es bombeado a los patios de tanques para su
adecuación y distribución.
Las estaciones de flujo juegan un papel muy importante en toda esta cadena,
siendo esta instalación de superficie muy importante para la distribución del crudo
hacia las diferentes áreas donde será llevado el crudo producido. Los diferentes tipos
de crudos recolectados que llegan a las estaciones de flujo, son transferidos a través
de tuberías hacia separadores y los patios de tanques, donde finalmente se
almacena la producción de petróleo de una determinada área, con el objeto de ser
tratado, eliminándose el agua, el gas y colocando el crudo bajo especificaciones
comerciales para la venta. Un esquema de una estación de flujo se puede observar
en la figura 2.4.
El control de todos estos procesos es un tema que requiere de toda la atención ya
que al realizarlos bajos las normas establecidas se obtendrán excelentes beneficios
tanto para la empresa como para el estado.
16
Figura 2.4 Esquema de una Estación de Flujo
� Múltiple de Admisión
En la estación de flujo y de recolección, el múltiple de producción representa un
sistema de recibo al cual llega el flujoducto de cada uno de los pozos productores
asignados a esa estación. El múltiple facilita el manejo de la producción total de los
pozos que ha de pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos
para pruebas individuales de producción. Por medio de las interconexiones del
sistema y la disposición apropiada de válvulas, se facilita la distribución, el manejo y
el control del flujo de los pozos. Un múltiple de admisión se muestra en la figura 3.5
17
Figura 2.5 Múltiple de Admisión
2.6 Separadores de producción
Es muy importante la separación del petróleo del gas, del agua y de los sedimentos
que lo acompañan desde el yacimiento. Para realizar la separación del gas del
petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para
manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y
etapas de separación, varía de acuerdo a las especificaciones de manufactura y
funcionamiento requeridos.
Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las
normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja
presión. En la separación de gas y petróleo es muy importante considerar la
expansión que se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función que
desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de diseños
apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo del gas, de manera que el
gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo. La
separación para una, dos o tres etapas está regulada por factores tales como la
presión de flujo en el cabezal del pozo, la presión con que llega a la estación, la
relación gas-petróleo, la temperatura y el tipo de crudo.
La última etapa de separación ocurre en los tanques de almacenamiento, donde
todavía se desprende gas del petróleo, a una presión levemente mayor o igual a la
atmosférica.
18
Además de un proceso tecnológico, la separación procura envolver la mayor
obtención de crudo que, por ende, significa la mayor extracción de petróleo del
yacimiento y el consiguiente aumento de ingresos. Cuando la producción está
acompañada de cierta cantidad de agua, que además tanto ésta como el petróleo
pueden contener elementos corrosivos, entonces la separación involucra otros tipos
adicionales de tratamiento como el calentamiento, aplicación de anticorrosivos,
demulsificadores, lavado y desalación del crudo, tanques especiales para
asentamiento de los elementos nocivos al crudo y al gas y otros procesos que
finalmente acondicionen el crudo y el gas producidos para satisfacer las
especificaciones requeridas para la entrega y venta a los clientes.[6]
2.7 Equipos Separadores de Fase
Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de
compuestos de hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor diferentes,
y otras características. La corriente del pozo experimenta reducciones continuas de
presión y temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman de los líquidos,
el vapor del agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de líquido
a burbujas, neblina y gas libre. El gas lleva burbujas líquidas y el líquido lleva
burbujas de gas.
La separación física de estas fases es una de las operaciones básicas de la
producción, el procesamiento, y el tratamiento de petróleo y gas. Los separadores de
petróleo y gas separan los componentes líquidos y de gas que existen en una
temperatura y presión específica mecánicamente, para eventualmente procesarlos
en productos vendibles. Un recipiente de separación normalmente es el recipiente
inicial de procesamiento en cualquier instalación, y el diseño inapropiado de este
componente puede embotellar y reducir la capacidad de la instalación completa.
Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la corriente total de
líquidos como se muestra en la figura 2.6 y de tres fases si también separan la
19
corriente líquida en sus componentes de petróleo y agua como se muestra en la
figura 2.8. Algunas veces los separadores son nombrados depuradoras de gas
cuando la relación de la tasa de gas a líquido es muy alta. Algunos operadores
utilizan el término trampa para separadores que manejan el flujo directamente de los
pozos. De todas maneras, todos tienen la misma configuración y sus tamaños son
escogidos de acuerdo a los mismos procedimientos.
Figura 2.6 Separador Horizontal Bifásico[6]
2.7.1 Funciones que debe realizar 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 gaseoso.
� Refinar aun más el proceso, mediante la recolección de partículas atrapadas
en cada fase.
� Liberar parte de la fracción gaseosa que pueda permanecer en la fase líquida.
20
� Descargar, por separado, las fases líquidas y gaseosa, para evitar que se
puedan volver a mezclar parcial o totalmente.
2.7.2 Descripción de un Separador
El proceso de separación de los fluidos consta de cuatro secciones, estas se
pueden observar en la figura 2.7, esta figura corresponde a un separador horizontal.
� Sección de separación inicial. La separación en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo.
El cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos
al separador; o bien, instalando adecuadamente una placa desviadora a la entrada.
Con cualquiera de las dos formas se le induce una fuerza centrífuga al flujo, con la
que se separan grandes volúmenes de líquido.
� Sección de las fuerzas gravitacionales.
En esta sección se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente
de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la
turbulencia del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente
longitud. En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aun
más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies colectoras de gotas
de líquido. La eficiencia de separación en esta sección, depende principalmente de
las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas de líquido
suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia.
� Sección de extracción de neblina.
En esta sección se separan del flujo de gas, las gotas pequeñas de líquido que no
se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del separador. En esta
parte se utilizan el efecto de choque y/o la fuerza centrífuga como mecanismos de
separación. Mediante estos mecanismos se logra que las pequeñas gotas de
21
líquido, se colecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman gotas más
grandes, que se drenan a través de un conducto a la sección de acumulación de
líquidos o bien caen contra la corriente de gas a la sección de separación primaria.
El dispositivo utilizado en esta sección, conocido como extractor de niebla, esta
constituido generalmente por un conjunto de veletas o aspas; por alambre
entretejido, o por tubos ciclónicos.
� Sección de recepción de líquidos.
En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de
gas. Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar los
posibles baches de líquido que se pueden presentar en una operación normal.
Además debe tener la instrumentación adecuada para controlar el nivel de líquido en
el separador. Esta instrumentación está formada por un controlador y un indicador
de nivel, un flotador y una válvula de descarga. La sección de almacenamiento de
líquidos debe estar situada en el separador, de tal forma que el líquido acumulado no
sea arrastrado por la corriente de gas que fluye a través del separador.
Figura 2.7 Secciones del Separador[7]
2.7.3 Mecanismos de Separación
La separación de mezclas de gas y líquido, se logra mediante una combinación
adecuada de los siguientes factores: gravedad, fuerza centrífuga y choque.
Sección Inicial Sección Gravitatoria
Extracción de Niebla
Sección de Extracción de
Líquidos
22
� Separación por Gravedad
Es el mecanismo de separación que más se utiliza, debido a que el equipo
requerido es muy simple. Cualquier sección ampliada en una línea de flujo actúa
como asentador por gravedad, de las gotas de líquido suspendidas en una corriente
de gas. El asentamiento se debe a que se reduce la velocidad del flujo.
En los separadores el asentamiento por gravedad se obtiene principalmente en la
sección de las fuerzas gravitatorias, que se conoce también como sección
secundaria.
La velocidad de asentamiento calculada para una gota de liquido de cierto
diámetro, indica la velocidad máxima que debe tener el gas, para permitir que
partículas de este diámetro o mayor se separen.
� Separación por fuerza centrífuga.
La fuerza centrífuga que se induce a las partículas de líquido suspendidas en una
corriente de gas, puede ser varios cientos de veces mayor que la fuerza de gravedad
que actúa sobre las mismas partículas. Este principio mecánico de separación se
emplea en un separador, tanto en la sección de separación primaria como en
algunos tipos de extractor de niebla, por ejemplo en el extractor tipo ciclónico.
Las partículas de líquido colectadas en las paredes de un extractor de niebla tipo
ciclónico, difícilmente son arrastradas por la corriente de gas. Sin embargo la
velocidad del gas en las paredes del tubo ciclónico, no debe ser mayor de un cierto
valor crítico. La ley de Stokes se puede aplicar al proceso de separación centrífuga,
sustituyendo gravedad por la aceleración debida a la fuerza centrífuga.
� Separación por choque
Este mecanismo de separación es tal vez el que más se emplea en la eliminación
de las partículas pequeñas de líquido suspendidas en una corriente de gas. Las
23
partículas de líquido que viajan en el flujo de gas, chocan con obstrucciones donde
quedan adheridas. La separación por choque se emplea principalmente en los
extractores de niebla tipo veleta y en los de malla de alambre entretejido.
2.7.4 Clases de Separadores
Los separadores se clasifican en tres tipos:
1. Separadores horizontales.
Cilindro instalado horizontalmente, empleado cuando existen grandes volúmenes
de líquido, crudos espumosos y emulsiones. En la figura 2.8 se observa un
separador horizontal trifásico, en este se muestra las partes principales de este tipo
de separador haciendo énfasis en el sistema de control.
Figura 2.8 Separador Horizontal Trifásico[6]
Ventajas
� Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales.
� Son más económicos que los verticales.
� Son más fáciles de instalar que los verticales.
24
� Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma.
Desventajas
� No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales
sólidos como arena o lodo, pues es difícil limpiar este tipo de separadores.
� El control de nivel de líquido es más crítico que en los separadores verticales.
2. Separadores Verticales
Dispositivo cilíndrico instalado verticalmente, para separar el petróleo del gas. En la
figura 2.9 se muestra un separador vertical con la respectiva nomenclatura que se
aplica en PDVSA.
Figura 2.9 Separador Vertical[8]
Ventajas
� Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de
pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido.
25
� El control de nivel de líquido no es crítico, puesto que se puede emplear un
flotador vertical, logrando que el control de nivel sea más sensible a los
cambios.
� Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son muy
recomendables para flujos de pozos que producen por bombeo neumático,
con el fin de manejar baches imprevistos de líquido que entren al separador.
Desventajas
� Son más costosos que los horizontales.
� Son más difíciles de instalar que los horizontales.
� Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la
misma cantidad de gas.
3. Separadores Esféricos
Los separadores esféricos pueden ser considerados como un caso especial de
separadores verticales sin un casco cilíndrico entre los dos cabezales. Este diseño
puede ser muy eficiente de punto de vista de contención de presión, pero debido a su
capacidad limitada de oleada líquido y dificultades con la fabricación, los separadores
esféricos ya no son especificados para aplicaciones para campos petrolíferos.
2.8 Factores que afectan la separación entre el gas y líquido .
� Tamaño de las partículas de líquido.
El tamaño de las partículas suspendidas en el flujo de gas, es un factor importante
en la determinación de la velocidad de asentamiento en la separación por gravedad
y en la separación por fuerza centrífuga. También es importante en la determinación
26
de la distancia de paro, cuando la separación es por choque. La velocidad promedio
del gas en la sección de separación secundaria, corresponde a la velocidad de
asentamiento de una gota de líquido de cierto diámetro, que se puede considerar
como el diámetro base. Teóricamente todas las gotas con diámetro mayor que el
base deben ser eliminadas. En realidad lo que sucede es que se separan partículas
más pequeñas que el diámetro base, mientras que algunas más grandes en
diámetro no se separan. Lo anterior es debido a la turbulencia del flujo, y a que
algunas de las partículas de líquido tienen una velocidad inicial mayor que la
velocidad promedio del flujo de gas.
� Velocidad del gas
El flujo de gas se debe separar en la sección de separación secundaria. Cuando se
aumenta la velocidad del gas a través del separador, sobre un cierto valor
establecido en su diseño, aunque se incremente el volumen de gas manejado no se
separan totalmente las partículas de líquido mayores al calor establecido en la
sección de separación secundaria. Con esto se ocasiona que se inunde el extractor
de niebla y como consecuencia, que haya arrastres repentinos de baches de líquido
en el flujo de gas que sale del separador.
� Presión de separación
Es uno de los factores más importantes en la separación, desde el punto de vista
de la recuperación de líquidos. Siempre existe una presión óptima de separación
para cada situación en particular. La capacidad de los separadores también es
afectada por la presión de separación. Al aumentar la presión, aumenta la capacidad
de separación de gas y viceversa.
� Temperatura de separación
27
En cuanto a la recuperación de líquidos, la temperatura de separación interviene
de la siguiente forma: a medida que disminuye la temperatura de separación, se
incrementa la recuperación de líquidos en el separador.
� Densidades del líquido y del gas
Las densidades del líquido y del gas, afectan la capacidad de manejo de gas de los
separadores. La capacidad de manejo de gas de un separador, es directamente
proporcional a la diferencia de densidades del líquido y del gas e inversamente
proporcional a la densidad del gas.
� Viscosidad del gas.
El efecto de la viscosidad del gas en la separación, se puede observar de las
fórmulas para determinar la velocidad del asentamiento de las partículas de líquido.
La viscosidad del gas se utiliza en el parámetro NRE, con el cual se determina el
valor del coeficiente de arrastre. De la ley de Stokes, utilizada para determinar la
velocidad de asentamiento de partículas de cierto diámetro, se deduce que a medida
que aumenta la viscosidad del gas, disminuye la velocidad de asentamiento y por lo
tanto, la capacidad de manejo de gas del separador.
2.9 Dimensionamiento del Separador
Para el diseño del separador se utilizaron las normativas de PDVSA
No.90616.1.027. Estas normativas la utilizan los ingenieros y técnicos de esta
empresa para calcular el tamaño de los separadores horizontales y verticales, de dos
y tres fase. Estas normas se apoyan de las normas de la GPSA (Gas Processors
Suppliers Association) y son de gran ayuda para el personal para apoyar decisiones
de los encargados del diseño y selección de los separadores.
28
El objetivo es tener las dimensiones básicas del separador que son la longitud, el
diámetro
Figura 2.10 Dimensiones a conseguir
Para el dimensionamiento del separador, se realizó un estudio de las normas y de
la ingeniería de procesos del separador existente. Los pasos realizados se explican a
continuación.
1. Datos Requeridos
Para empezar a calcular las dimensiones de un separador trifásico, es necesario
tener una información mínima del fluido multifásico a separar, debido a que el
petróleo que se explota de un yacimiento puede ser diferente al de otro, incluso
estando en la misma región, estos datos son los siguientes:
� Densidad del gas, agua y petróleo.
� Viscosidad Dinámica del agua y petróleo.
� Flujo Volumétrico a tratar de cada fase.
Longitud
Diámetro Espesor
29
� Presión de Operación.
� Temperatura de Operación
2. Valores de la constante de Souders y Brown “K” (Sistema Británico)
El valor de la constante K, es uno de los parámetros que mayor relevancia tienen
en el momento de predecir el comportamiento de los fluidos dentro de un recipiente.
En cierto modo es el valor que acerca o aleja las predicciones del funcionamiento
real del sistema. [4]
Este parámetro ha venido cambiando al pasar de los años, debido a la experiencia
en el campo y las mejoras tecnológicas que se han implementado en el diseño. En la
práctica, los fabricantes suelen diseñar el extractor de niebla y ajustar en el campo el
valor correspondiente para predecir los resultados reales.
Hay varios criterios para tomar el valor de “K”, el criterio asimilado por PDVSA
procede de la norma británica, que depende de la relación entre la tasa másica del
líquido y del gas. PDVSA selecciona el valor en relación de la longitud/diámetro (L/D)
del recipiente.
2,5 < D
L < 4,0 K = 0,4
4,0 < DL
< 6,0 K = 0,5
DL
> 6,9 5,0
*5,0
=
baseL
LK donde
D
Lbase = 6,0
3. Cálculo de la velocidad de Diseño del Gas
30
El cálculo de la velocidad del gas dentro del separador es uno de los factores con
mayor énfasis que influyen en la respuesta. Esta velocidad es empírica y se utiliza
para asegurar que la velocidad superficial del gas, a través del separador sea lo
suficientemente baja para prevenir un arrastre excesivo del líquido. Al diseñar por
debajo de esta velocidad se logra que las fuerzas de gravedad hagan caer las gotas
de líquidos y que éstas no sean arrastradas por el gas.
La velocidad crítica se puede predecir mediante las relaciones que se derivan de la
ley de Newton, la cual se expresa de la forma siguiente:
g
glKVc
ρρρ −= *
Donde:
Vc = Velocidad Crítica del gas, pies/seg
lρ = Densidad del Líquido en condiciones de operación, lbs/pies3
gρ = Densidad del gas en condiciones de operación, lbs/pies3
K = Constante de Souders y Brown
4. Cálculo del Área del Gas
Este es el área transversal que permite el flujo normal del gas dentro del
separador.
g
gg V
QA =
Donde:
gA = Área transversal que ocupa el gas dentro del separador, pies2
31
gQ = Tasa de flujo volumétrico del gas, pies3/seg
gV = Velocidad Crítica del gas, pies/seg
5. Cálculo del Diámetro del Separador
En términos generales, se comienza el diseño dejando la mitad de la sección
trasversal para el gas y la otra mitad, para el petróleo y el agua.
gsep AA *2=
El diámetro se calcula en base a dicha relación.
πsepA
D*4
=
6. Altura de las distintas interfaces
Es importante el conocimiento de la ubicación de las distintas interfaces, agua-
petróleo y petróleo-Aire, para realizar el dimensionamiento, este parámetro influye en
el tiempo de asentación de las distintas gotas. Esta ubicación se supone y se puede
modificar para obtener un tiempo que sea de nuestra conveniencia, en la figura 2.11
se muestra un esquema de las longitudes de las distintas interfases del separador.
La mitad del separador es ocupado por el aire como se dijo en el paso anterior, lo
que queda la otra mitad para distribuirlo entre el petróleo y el agua, representados en
la figura como ho y hw respectivamente.
32
Figura 2.11 Niveles de las Interfases
7. Longitud del Separador
La longitud del separador se obtiene mediante la relación de esbeltez que coincida
con la constante de Souders y Brown tomada.
4=sep
sep
D
L
Conociendo el diámetro del separador podemos encontrar la longitud aproximada
que se necesita para el proceso de separación, esta longitud es medida de costura a
costura, esto quiere decir que se mide de cabezal a cabezal.
8. Tamaño de la Gota
La separación líquido-líquido tiene lugar mediante la diferencia de densidades entre
las dos corrientes acuosas. Para este caso se siguen los lineamientos de API
Pub.421 (design and operation of oil-water separators). Los factores que influyen
sobre el rendimiento de un separador, especialmente en la separación agua-petróleo
33
son, la temperatura del líquido, la densidad y tamaño de los glóbulos oleosos, y la
cantidad y naturaleza de la materia en suspensión. No obstante, es obvio que el poco
control que se tiene sobre dichos parámetros, impide poder garantizar un rendimiento
de separación. La Norma API Pub. 421 indica que se pueden remover eficientemente
glóbulos de hidrocarburos libres mayores a 150mm en separadores gravitatorios sin
placas. Siguiendo la relación matemática de la Ley de Stokes.
9. Velocidad de Decantación de las Fases
Cuando se trata del diseño de separadores trifásicos para gas, petróleo y agua se
destaca la importancia de las partículas dispersas de una sustancia dentro de la fase
de otra de diferente densidad y también la elevación o descenso de una fase dentro
de la otra, las cuales se puede referir a la necesidad de que el agua dispersa en el
crudo se acumule en el fondo del recipiente o que el crudo disperso en el agua suba
hasta ubicarse en la fase del petróleo, dejando cada fase completamente libre de la
otra. La velocidad de asentamiento de la gota de agua se determina usando la ley de
Stokes
La velocidad de flotación de la gota de petróleo a través de la fase de agua es:
w
owo
DV
µρρ )(**10*072,1 24 −=
−
La velocidad de asentamiento de la gota de agua a través de la fase de petróleo
es:
o
oww
DV
µρρ )(**10*072,1 24 −
=−
Donde:
34
oV = Velocidad de flotación de la gota de petróleo, pies/min
wV = Velocidad de asentamiento de la gota de agua , pies/min
D = Diámetro de la gota del líquido, µm
wρ = Densidad del agua, lbs/pies3
oρ = Densidad de petróleo, lbs/pies3
wµ = Viscosidad Dinámica del agua, cp
oµ = Viscosidad Dinámica del petróleo, cp
Estrictamente hablando, la Ley de Stokes es válida solamente para una gota rígida
moviéndose lentamente
10. Cálculo del Tiempo Decantación
Este es el tiempo necesario para que las gotas de petróleo y agua tengan
garantizados su separación, y permitir que se asienten en sus respectivas fases
acuosas. La normativa de PDVSA recomienda la selección del tiempo de
asentamiento mínimo del petróleo, con base a la gravedad API. Para el caso de
nuestro estudio, que va a manejar petróleo con una gravedad API menor a 25, el
tiempo de asentamiento mínimo es de cinco minutos, y por ser un separador trifásico
se tiene que proveer cinco minutos adicionales para la separación de las dos fases
líquidas.
El tiempo de asentamiento se calcula en base al caudal y a la altura de la fase:
o
ww V
ht =
w
woo V
hht
−=
donde:
35
wt = Tiempo de asentamiento del agua
ot = Tiempo de asentamiento del petróleo
oh = Altura transversal del petróleo
wh = Altura transversal del agua
wV = Velocidad de asentamiento del agua
oV = Velocidad de flotación del petróleo
La altura transversal para el agua y el petróleo están distribuidas de manera
diferente como se muestra en la figura 2.11, debido a la suposición de que el área
del gas es la mitad del separador entonces la suma de las fases de agua y petróleo
es la otra mitad del separador, el tiempo cambiara para los distintos tiempos de
asentamiento.
11. Cálculo del Tiempo de Retención
Este es el tiempo en que el fluido se mantiene dentro del separador, desde su
ingreso por la boquilla de entrada hasta su salida por la boquilla correspondiente de
cada fase. Este parámetro se puede modificar cambiando la altura correspondiente
de cada fase, así como su longitud.
o
oro Q
Volument =
w
wrw Q
Volument =
Donde:
rot = Tiempo de retención del petróleo
rwt = Tiempo de retención del agua
36
oVolumen = Volumen del petróleo dentro del separador ( sepoo LAVomumen *= )
wVolumen = Volumen del agua dentro del separador ( sepww LAVomumen *= )
oQ = Caudal volumétrico del petróleo
wQ = Caudal volumétrico del agua
2.10 Diseño Mecánico del Separador
En esta parte se mostraran los pasos para diseñar un recipiente a presión, estos
son envases generalmente cilíndricos o esféricos, con capacidad para soportar
cargas internas o externas, que son utilizados para procesar y/o almacenar
diferentes tipos de fluidos. Ejemplos de recipientes a presión son:
� Separadores de Fluidos.
� Filtros.
� Intercambiadores de Calor Concha – Tubo.
� Calentadores de Fuego Directo e Indirecto.
� Columnas de Fraccionamiento.
� Esferas de Almacenamiento.
� K.O.D.
Diseñar un recipiente a presión, consiste en determinar y especificar de acuerdo
con las normas que rigen la materia, todos los requerimientos que se deben cumplir
durante la construcción del recipiente, para que la operación del mismo en un
proceso determinado, sea confiable y segura. Para este estudio sólo se diseño el
espesor mínimo requerido para el separador. Se implemento para éste diseño el
Código ASME Sección VIII, División1.
37
Este Código tiene como alcance:
� Indica requerimientos mandatarios, prohibiciones específicas y
recomendaciones no mandatarias para el diseño, selección de materiales,
fabricación, inspección, exámenes, pruebas y certificación de recipientes a
presión.
� El Código no incluye todos los aspectos relacionados con estas actividades.
� Los aspectos no incluidos deben ser objeto de la aplicación de criterios de
ingeniería, siempre considerando la filosofía de este código.
� En ningún caso, se deben utilizar criterios de ingeniería para obviar los
requerimientos mandatarios y prohibiciones específicas del Código.
� Se trabaja con presiónes internas o externas mayores a 15 Psig,
generalmente hasta 3000Psig.
Diferencia con el CODIGO ASME Sección VIII, División 2.
� La división 2 posee reglas más restrictivas en la selección de materiales.
� Procedimientos de diseño más precisos.
� Los procedimientos de fabricación permitidos están claramente definidos
� Permite el uso de un mayor valor de esfuerzo permisible: Factor de seguridad
menor a la Div. 1.
� Permite el diseño de recipientes sometidos a fatiga.
38
1. Datos Necesarios
Para diseñar un recipiente a presión, son necesario algunos datos mínimos del
equipo que se quiera diseñar, estos datos son los siguientes:
� Densidad de los diferentes fluidos que tratará el Equipo.
� Presión de Operación.
� Temperatura de Operación.
� Longitud del Equipo.
� Diámetro del Equipo.
2. Material del Separador
La selección del material va a depender de varios factores entre ellos:
� La compatibilidad con el fluido � Resistencia a las condiciones de presión y temperatura � Costo
� Disponibilidad en el mercado, refiriéndose a la cantidad y tiempo de entrega
� Rango de espesores manejables
3. Eficiencia de Juntas
La eficiencia de las juntas soldadas va a depender del tipo de soldadura que se le
realice al recipiente, además del grado de inspección radiográfica que se le aplique.
39
4. Cálculo de Temperatura de Diseño
Para el cálculo de la temperatura de diseño, la norma dice que se tiene que diseñar
por encima de la temperatura de operación, siempre se deberá sumar 50 ºF.
FTT operacióndiseño º50+=
5. Presión de Diseño
Se recomienda diseñar un recipiente y sus componentes para una presión mayor
que la de operación. Este requisito se satisface seleccionando el valor mayor de:
psiPsiPP operación 10530 =+=
psiPP operación 5,82*1.1 ==
También debe tomarse en consideración la presión del flujo y de cualquier otra
sustancia contenida en el recipiente.
[ ] [ ]owowwfluido ghhghP ρρ **)(** −+=
Teniendo como resultado final una presión de diseño que será suma como se
muestra a continuación.
fluidodiseño PPP +=
6. Espesor de Pared por ASME
40
El cálculo del espesor del separador va a depender de los valores del esfuerzo de
tensión permitido para el material en específico. Los diferentes esfuerzos que se
producen por la presión interna son esfuerzos circunferenciales, longitudinales y
tangenciales. Se tomara el mayor espesor de los tres cálculos.
� Esfuerzos Circunferenciales:
diseñol
diseño
PSE
RPt
6.01
−=
� Esfuerzos Longitudinales:
diseñoc
diseño
PSE
RPt
4.021
+=
� Esfuerzos Tangenciales:
diseñot
diseño
PSE
RPt
2.021
−=
Donde:
t = Espesor del separador, in.
diseñoP = Presión de diseño.
1R = Radio del separador sumando el espesor de corrosión (1/8in), in.
S = Máximo de esfuerzo permisible a tensión.
lE = Eficiencia Longitudinal de la junta,(1).
cE = Eficiencia Circunferencial de la junta,(1).
tE = Eficiencia tangencial de la junta,(1).
41
7. Esfuerzos de los Cabezales
A continuación se presentará el cálculo del espesor necesario en los cabezales,
debido a los esfuerzos en los mismos. Al final se tomará el espesor necesario que
sea mayor debido a los distintos esfuerzos.
CABEZAL ELIPTICO 2:1 (h = D/4)
PSE
DPt
l
diseño
2.02 −=
2.11 Dinámica de Fluido Computacional (CFD)
El programa CFD (Computational Fluid Dynamics) es un código basado en el
método de elemento finito. Analiza el sistema que esta integrado por fluido, y los
fenómenos relacionados a éste como la transferencia de calor y las reacciones
químicas usando distintos instrumentos para simular el comportamiento de los
sistemas de flujo, trabaja con las ecuaciones de fluidos a lo largo de una región de
interés, con determinadas condiciones en la frontera de esa región. Las técnicas
usadas son muy poderosas y tienen un amplio campo en las aplicaciones industriales
como la investigación de sus procesos.[5]
Algunos ejemplos de estas áreas en las cuales se puede usar CFD son:
� En la aerodinámica de aviones y vehículos, para estudiar el levantamiento y arrastre.
� Hidrodinámica de los barcos.
� Las plantas de poder: para estudiar la combustión.
� Turbo máquinas: para el estudio de los fluidos dentro del equipo.
� Procesos químicos de ingeniería: el estudio de mezcla y separadores.
42
� Ingeniería marina: para las estructuras mar adentro
� Biomecánica
El programa CFD es una herramienta de uso casi exclusivo a la investigación. Los
recientes avances en la potencia de las computadoras, junto con los potentes
modelos gráficos interactivos en 3D, han hecho que en el proceso de creación de un
modelo de CFD y el análisis de resultados resulte mucho menos intensiva la
utilización de la mano de obra, reduciendo el tiempo y por ende, los costos. Esto en
gran medida es gracias a los avances obtenidos en los años 80 y la creación de
avanzados solvers que contienen algoritmos que permiten soluciones sólidas del
comportamiento físico del sistema en un plazo razonable. Como resultado de estos
factores, Dinámica de Fluidos Computacional es ahora una herramienta de diseño
industrial, ayudando a reducir los plazos de diseño y mejorar los procesos de
ingeniería en todo el mundo. CFD ofrece una relación costo-efectiva y una alternativa
precisa a la maqueta de pruebas, con variaciones en la simulación que se resuelven
con rapidez, ofrece ventajas evidentes.
La matemática usada por CFD, es un conjunto de ecuaciones que describen los
procesos de impulso, el calor y la transferencia de masa, estas ecuaciones se
conocen como la ecuaciones de Navier-Stokes. Estas ecuaciones diferenciales
parciales se obtuvieron a principios del siglo XIX y no han conocido solución analítica
general, pero pueden ser discretizadas y resolverse numéricamente.
2.12 Metodología de la Simulación
El programa CFD puede utilizarse para determinar el rendimiento de un
componente en fase de diseño, o para analizar las dificultades existentes con un
determinado componente y proceder a realizar mejoras en el diseño. Para estos
análisis es necesario seguir una metodología, el proceso de realizar una sola
simulación consta de cuatro pasos que se muestran en la figura 2.12.
43
Figura 2.12 Esquema de pasos para una Simulación
2.12.1 Geometría y Mallado
La geometría se realiza en algún programa de diseño asistido por computadora
CAD (Computer Arded Desing), el uso de CAD y gracias a su amplio rango de
herramientas computacionales que asisten a ingenieros y otros profesionales del
diseño en sus respectivas actividades, hace posible la creación de la geometría 3D y
de esta manera iniciar el proceso de mallado. Es obligatorio una geometría cerrada.
ANSYS ofrece una amplia gama para el mallado, utilizando mallas tetraédricas y
hexaédricas, la utilización de superficies infladas de alta calidad y mallado superficial.
Se tiene la posibilidad de fijar su propia configuración de de mallas superficiales,
tolerancias y mucho mas. Para este trabajo se utilizaron dos tipos de mallado:
� WORKBENCH
Es un revolucionario entorno de trabajo que permite integrar en una sola
herramienta desde los análisis preliminares más simples hasta los más complejos
estudios de detalle y validación. La eficacia del entorno se basa en tres pilares
básicos: la facilidad de manejo, la automatización del proceso de simulación y la
transferencia de información. Por tanto, es un sistema que permite integrar todas las
Geometría/MalladoDefinición Física
Pre-Procesador
procesamiento
Solver Postprocesamiento
Paso 1 Paso 2 Paso 3 Paso 4
44
herramientas necesarias a lo largo del desarrollo, generación y modificación de la
geometría, simulación de su comportamiento, estudio de modelos de elementos
finitos, estudios de sensibilidad y optimización de cualquier parámetro, conexiones
con diferentes CAD 3D y la posibilidad de mallar. El CFX-Mesh es un generador de
mallas no estructuradas destinadas a la producción de mallas de alta calidad para su
uso en la simulación dentro de la dinámica de fluidos computacional. CFD requiere
el uso de mallas que pueden resolver los fenómenos de capa límite y que satisfagan
más estrictos criterios de calidad de los análisis estructurales. CFX-Mesh produce
mallas que contienen tetraedros, prismas y pirámides a nivel de mallado modo 3D, y,
además, pueden incluir hexaédricas.
� ICEM CFD/AI*Evironment
Es una herramienta de gran alcance utilizada para pre-procesar y post-procesar,
con integración a los solvers más robustos del mercado. Una nueva solución de
generación de modelos geométricos y matemáticos para los analistas que hacen
frente a los problemas más difíciles de la simulación. Crea y corrige geometría,
genera modelos matemáticos, rectifica mallados y aplica condiciones de contorno en
el modelo para la simulación. Este programa ofrece múltiples herramientas de
generación del mallado, capacidad para parametrizar la geometría en mallas
hexaédricas, tetraédricas, piramidales y prismáticas, estructuradas y no
estructuradas. Asimismo, crea multibloques híbridos formados por mallas
combinadas con cualquiera de los tipos de elementos anteriores.
2.12.2 Definiciones Físicas (Pre-Procesador )
Es una interfaz coherente e intuitiva para la definición de complejos problemas en
CFD. Este pre-procesador puede leer una o más mallas de una variedad de fuentes.
Una vez que las mallas se han cargado el usuario tiene una gran flexibilidad en la
asignación de dominios a las mallas. Múltiples mallas se pueden poner en un solo
dominio, o una única malla puede ser dividido en varios dominios, dependiendo de
las exigencias del problema físico.
45
Gracias a un amigable interfase para el usuario, el pre-procesador guía a éste para
configurar el problema físico. Los casos existentes pueden ser cargados
directamente utilizando archivos existentes. Inconsistencias o errores que ocurren
durante la configuración o modificación se muestra a través de un código de color, a
través de un mensaje en el panel del programa.
Una vez que la definición del problema se haya completado, solo es necesario
definir el archivo para pasar al Solver.
2.12.3 Solvers (Procesador)
El corazón de ANSYS CFX es la utilización de una programación algebraica
acoplada para dar soluciones. En pocas palabras, produce soluciones exactas a las
ecuaciones lineales con rápidos y fiables métodos de convergencia.
El solver proporciona información sobre los progresos de convergencia y permite al
usuario configurar una serie de gráficos de distintos parámetros de convergencia al
mismo tiempo.
Un aspecto fundamental de análisis del CFD es la capacidad de resolución de las
ecuaciones de Navier-Stokes de una forma rápida y confiable. Este software utiliza
una estrategia única para la solución, ésta se basa en la utilización de un grupo de
algoritmos para la solución de ecuaciones diferenciales usando una jerarquía de
dicretización (Multigrid Methods) junto con la tecnología del solver.
El ANSYS CFX Solver ha sido diseñado desde cero para ser completamente
paralelo, lo que permite distribuir fácilmente el cálculo del CFD a través de múltiples
procesadores para cualquier problema físico y cualquier tipo de malla.
46
2.12.4 Post-Procesador
Los grandes datos generados por el solver deben estar claramente presentado
para ayudar al usuario en la toma de decisiones de ingeniería acerca de la
aplicación. Las herramientas del post deberían permitir que el usuario examinar no
solo la visualización cualitativa del flujo, sino también extraer números cuantitativos, y
de esta manera extraer rápidamente la información útil. Su interfaz de usuario
intuitiva hace que sea fácil de usar incluso para los usuarios ocasionales. El Post-
Procesador proporciona todas las características que estan disponibles en nuestro
día, entre ellas la utilización de gráficos en la superficie del separador, así como
planos y gráficos para mostrar el comportamiento de las corrientes dentro del
dominio.
2.13 Modelos Multifásico dentro de CFD
ANSYS CFX incluye una variedad de modelos multifásico para permitir la
simulación de múltiples flujos de líquidos, burbujas, gotas, partículas sólidas y las
corrientes de superficie libre. Dos modelos de fluido multifásico están disponibles en
ANSYS CFX, uno es el modelo multifásico Euleriano y el otro es el modelo
langraniana de rastreo de partículas.
� Modelo Euleriano.
Este modelo estudia las partículas de flujo identificando un punto en el espacio y
luego observando la velocidad de las partículas que pasan por el punto. En esta
descripción se puede observar la razón de cambio de la velocidad a medida que las
partículas pasan por un punto, es decir xV ∂∂ / , yV ∂∂ / y yV ∂∂ / , y podemos
determinar si la velocidad está cambiando en ese punto en particular.
� Modelo Lagrangiano.
47
Este estudio se basa en la observación del movimiento de la partícula como una
función del tiempo. Su posición, velocidad y aceleración se denotan por s(t), V(t) y
a(t), y se pueden calcular los valores de interés. De esta manera se puede seguir el
comportamiento de un grupo de partículas y estudiar la interacción entre ellas, sin
embargo, éste proceso se hace pesado cuando el número de partículas es
demasiado grande como en el flujo de fluidos, sin embargo, es un modelo útil en la
dinámica de fluidos computacional al momento de seguir las trayectorias de alguna
partícula contaminante dentro de un fluido
2.14 Modelo de Turbulencia
La turbulencia consiste en las fluctuaciones del fluido en el tiempo y espacio. Es
un proceso complejo, principalmente porque es tridimensional, inestable y se
compone de varias escalas. Puede tener un efecto significativo en las características
de la corriente. La Turbulencia se produce cuando las fuerzas de inercia en el líquido
son más importantes en comparación con las fuerzas viscosas, y se caracteriza por
un alto número de Reynolds. En principio las ecuaciones de Navier-Stokes describen
a los fluidos tanto en regimen laminar como en régimen turbulento. Los modelos de
turbulencia han sido desarrollados especialmente para tener en cuenta los efectos de
turbulencia sin tener que recurrir a realizar una malla fina o simulaciones mas
complejas.
En general, los modelos de turbulencia tratan de modificar la inestabilidad de las
ecuaciones de Navier Stokes introduciendo fluctuaciones para producir las
ecuaciones de Reynold promedio en Navier Stokes o RANS por sus siglas en
inglés(Reynolds Averaged Navier-Stokes). Los modelos turbulentos basados en las
ecuaciones de RANS son conocidos como modelos turbulentos estadísticos debidos
que el promedio estadístico es utilizado para obtener estas ecuaciones.
Muchos modelos han sido desarrollados para ser usados para aproximar la
turbulencia basados en las ecuaciones de RANS, algunos de estos modelos tienen
48
aplicaciones especificas mientras que otros pueden ser aplicados para un amplio
rango de fluidos. Los principales modelos de turbulencia RANS son: Eddy Viscosity
Turbulence Models y Reynold Stress Turbulence Model, siendo el primero el
modelo de turbulencia usado en el presente trabajo.
2.14.1 Eddy Viscosity Turbulence Models
Este modelo esta basado en la propuesta de que la turbulencia se compone de
pequeños remolinos que se forman y disipan continuamente, y en el que el Reynolds
se supone que son proporcionales a los gradientes de velocidad. Esto se define un
“modelo de viscosidad de remolino” (Eddy Viscosity Turbulence Models).
� The Shear Stress Transport (SST) k- ω Based Model
Este modelo fue diseñado para una alta precisión de las predicciones del inicio y la
cantidad de flujo de separación en virtud al gradiente de presiones por la inclusión de
los efectos de transporte en la formación de la viscosidad de remolino. Esto se
traduce en una importante mejora en la predicción de la separación de flujo. El SST
se recomienda para obtener una alta precisión en las simulaciones de capa límite.
� The k-ε model in ANSYS CFX
Es unos de los mas prominentes modelos turbulentos, el modelo k-ε (k-epsilon), ha
sido implementado en la mayoría de los propósitos generales del código CFD y es
considerado el modelo estándar en la industria. Ha demostrado ser estable y robusta
numéricamente y se ha establecido un régimen de capacidad predictiva.
49
CAPITULO 3
3.1 Dimensionamiento del Separador
En este estudio se cubrirá el dimensionamiento de un separador horizontal
trifásico, que en su interior contiene gas-líquido-líquido, incluyendo el diseño del
espesor del separador. En estos equipos, es muy importante el control del nivel de
gas-liquido y el control de la interfase liquido-liquido, dentro del separador, lo cual lo
convierte en una operación complicada del equipo. En este capitulo se presentaran
los resultados obtenidos para el dimesionamiento del equipo, estos pasos se
encuentran en detalle en el marco teórico.
Para el dimensionamiento del separador trifásico horizontal a estudiar se utilizaron
los datos expuestos en la tabla 3.1, provenientes de un campo de producción del
oriente del pais1. Estos datos generalmente son obtenidos del estudio de la
ingeniería de procesos.
Tabla 3.1 Requisitos mínimos para el diseño del separador.
Información Gas Agua Petróleo General
Densidad [Kg/m³] 2.377 1000 930
Viscosidad [cp] 0.450 92
Caudal Volumétrico [m³/s] 5.039 0.075 0.024
Presión [psig] 65
Temperatura [ºF] 150
.
� Valores de la constante de Souders y Brown “K” (Sistema Británico)
1 FUENTE CONFIDENCIA.
50
Este valor es escogido de la relación presentada en el marco teórico, se tomo la
primera relación obteniendo un K = 0,4. Es necesario dejar claro que se puede tomar
cualquier relación teniendo en cuenta que va a afectar la esbeltez del equipo.
� Cálculo de la velocidad de Diseño del Gas
El cálculo de la velocidad del diseño del gas fue de Vc = 7.859pies/seg
(2,395m/seg)
� Cálculo del Área del Gas
El área transversal del gas es de Ag = 81.003 pie 2 (7,525m2).
� Cálculo del Diámetro del Separador
El diámetro que se obtuvo fue de D = 14.362 ft (4,378 m) , después de saber el
diámetro necesario para poder garantizar el menor arrastre posible, se procede a
tomar un diámetro superior que sea comercial, se tomo como el diámetro del
separador )5,4(ft 14.764 mDsep= .
� Altura de las distintas interfaces
Para el dimensionamiento del separador se parte de que la mitad del separador es
ocupado por el aire, lo que queda la otra mitad para distribuirlo entre el petróleo y el
agua, representados en la figura 2.11 como ho y hw respectivamente, estas
longitudes se suponen en ho=7,135 pies y hw=4,135 pies
� Longitud del Separador
51
Partiendo de la relación escogida del valor de la constante de Souders y Brown, se
puede obtener la longitud del separador. La relación entre la longitud y el diámetro
es de 4 dando una longitud del separador de mLsep 18= .
� Velocidad de Decantación de las Fases
La velocidad de flotación de la gota de petróleo a través de la fase de agua es:
)10*(1.986 ,min
ft0.375 3-
seg
mVo =
La velocidad de asentamiento de la gota de agua a través de la fase de petróleo
es:
)10*(9.322 ,min
ft10*1.835 6-3-
seg
mVw =
Para una buena separación no debe excederse la velocidad de decantación de 6,1
m/h (1x10-3 m/seg)[4]. Las velocidades obtenidas son menores que la recomendada
por la normara para una buena separación.
� Cálculo del Tiempo Decantación
El tiempo de cada fase es de min027,11=wt y )15,25min(10*1.511 3 hrto = . Este
tiempo es el necesario según la norma para obtener una separación completa. Como
se puede observar el tiempo necesario para tener la fase de petróleo sin dispersión
de gotas de agua es muy largo esto se debe a la viscosidad del petróleo que trata el
separador. Esto es analizado posteriormente.
� Cálculo del Tiempo de Retención
52
L10*5.418* 4== sepoo LAVomumen
11.171min==o
oro Q
Volument
LLAVomumen sepww410*7.586* ==
12.451min==w
wrw Q
Volument
� Importancia de la Viscosidad en el Dimensionamiento del Separador.
En el proceso de dimensionamiento del separador es de suma importancia la
viscosidad del hidrocarburo a tratar. Este parámetro como se observó en el cálculo
de la velocidad de decantación tiene una gran influencia en el mismo y
posteriormente en el tiempo de decantación. Para nuestro caso se utiliza una
viscosidad dinámica del petróleo de 85 cp. Este valor se obtiene del estudio
realizado por la empresa (que posee el separador que estamos tomando como
modelo), de la viscosidad cinemática del petróleo a diferentes temperaturas. El
estudio del comportamiento de la viscosidad se refleja en la figura 3.1, para nuestro
caso se tomo la viscosidad a la temperatura de operación (T=150ºF) este valor es de
85 cp. En la figura 3.2, se mostrara el comportamiento de la velocidad de
decantación del petróleo a diferentes viscosidad dinámica que como se habló en el
marco teórico esta relacionada a la viscosidad cinemática. Se puede observar su
comportamiento lineal a medida que se va aumentando la viscosidad.
53
Figura 3.1 Comportamiento de la Viscosidad Cinemática del Petróleo
Figura 3.2 Comportamiento de la Tiempo de Decantación con la Viscosidad Dinámica
54
3.2 Diseño Mecánico del Separador
En la tabla 3.2 se muestran los datos que se necesitan para dimensionar el
espesor mínimo del separador. Estos datos al igual que la tabla 3.1, son
proporcionados por de un campo de producción del oriente del país.
Tabla 3.2 Datos necesarios para el Dimensionamiento Mecánico del Separador
Información Gas Agua Petróleo General
Densidad [Kg/m³] 2.377 1000 930
Presión de Operación [psig] 65
Temperatura de Operación [ºF] 150
Longitud del Separador [m] 18
Diámetro [m] 4.5
� Material del Separador
Para el diseño del separador se escogió el materia SA-516-70, por tener todas las
cualidades mencionadas anteriormente, además es un material que es muy usado
para la industria petrolera. y es aplicable para rangos de temperaturas entre -20ºF y
775ºF. De la selección del material se sabe cual es el valor máximo de esfuerzo
permisible a tensión, para este material este valor es S = 17500 lbs/pulgs2
� Cálculo de Temperatura de Diseño
La temperatura de diseño del separador es de FTdiseño º200= .
� Presión de Diseño
psiPsiPP operación 10530 =+=
55
psiPP operación 5,82*1.1 ==
Se escoge la mayor presión entre las dos.
[ ] [ ] psighhghP owowwfluido 5**)(** =−+= ρρ
Viendo que la presión debido a los fluidos es considerable, se le suma a la presión
de diseño, dando como resultado:
psiPPP fluidodiseño 110=+=
� Espesor de Pared por ASME
inPSE
RPt
l
diseño 56.06.01 =
−=
Se toma un espesor comercial inmediato superior del espesor mínimo para el
separador, los espesores comerciales van aumentando de 161
in. El espesor
comercial tomado es de 0.565in.
� Esfuerzos de los Cabezales
CABEZAL ELIPTICO 2:1 (h = D/4)
inPSE
DPt
l
diseño 683.02.02
=−
=
El espesor comercial tomado para los cabezales elípticos es de 0.6875in, este
espesor es mayor que el necesario por los esfuerzos circunferenciales, por lo tanto
es el tomado para todo el separador.
56
CAPITULO 4
SIMULACION DEL SEPARADOR
4.1 Revisión de Ingeniería de Proceso.
Del estudio de la estación de flujo donde opera el separador existente, se tiene la
información del caudal volumétrico que llega a la estación, proveniente de los
distintos pozos. La información de este caudal es dado por el estudio realizado del
hidrocarburo, este contiene información de la cantidad de petróleo, agua y gas que
contiene el fluido extraído del yacimiento, además provee información de las
propiedades del petróleo. En la tabla 4.1 se muestran las cantidades en barriles por
día en el caso del agua y petróleo y en miles de pie cúbico en el caso del gas. La
estación de flujo es alimentada por dos pozos, que para nuestro caso llamaremos
pozo 1 y pozo 2.
Tabla 4.1 Flujo de Entrada a la Estación de Flujo por pozos
Crudo[BPD] Agua[BPD] Gas[MPNC]
Pozo 1 2952 648 375
Pozo 2 10000 40000 15000
Total 12952 40648 15375
Las propiedades del petróleo se obtiene gracias a pruebas de laboratorio, en la
tabla 4.2 muestran las propiedades del petróleo que maneja el separador.
Tabla 4.2 Propiedades del Petróleo
Propiedades del Petróleo
Densidad @ 60ºF [Kg/m³] 958
Viscosidad @ 100ºF [Cp] 459
Viscosidad @ 122 ºF [Cp] 211,7
Viscosidad @ 210 ºF [Cp] 25,68
57
Para tomar la densidad del petróleo para la simulación, es necesario saber la
densidad a 150 ºF que es la temperatura de operación del separador existente, para
esto se utilizó el programa OILPROP. Este programa al introducir una densidad a
una temperatura interpola la densidad de la sustancia a la temperatura que se
requiere. El resultado de esta interpolación fue una densidad de 930 Kg/m3. Con
respecto a la viscosidad, este comportamiento ya fue estudiado en el capitulo 3.
Estudiando la ingeniería de procesos y la información suministrada por la empresa
que utiliza el separador existente, se extrajo información básica como las
dimensiones del separador, la ubicación y las dimensiones de la entrada del fluido y
las distintas salidas, las condiciones de diseño y las características de alimentación
del separador trifásico que es igual a la cantidad de taza volumétrica que se extrae
de los pozos y llega a la estación de flujo siendo el separador el primer equipo para
tratar el hidrocarburo.
En la tabla 4.3 se presentaran las características de operación del separador:
Tabla 4.3 Condiciones de operación del Separador
Condiciones de Operación del Separador
Taza de Agua [m3/seg] 0,075
Taza de Crudo [m3/seg] 0,024
Taza de Gas [m3/seg] 5,039
Presión [Psig] 65
Temperatura [ºF] 150
Estos datos del separador fueron extraídos revisando el material del fabricante del
separador trifásico FWKO, éstos mismos datos fueron lo que se usaron para el
cálculo de las dimensiones del separador, enfocándonos solamente en el cuerpo del
mismo, esto quiere decir, que se uso para el dimensionamiento del cilindro con sus
respectivos cabezales. Las dimensiones de las tuberías de entrada y salida no se
calcularon porque se usaron las mismas dimensiones que se utilizan en el separador
58
existente FWKO en la estación de flujo en el oriente del país. Estas dimensiones y
otros datos relevante al separador se obtuvieron del diagrama de flujo mecánico que
se puede observar en la figura 4.1.
Figura 4.1 Diagrama de Flujo Mecánico del Separador Existente (FWKO)
Este diagrama da detalle de las dimensiones y cantidades de las distintas boquillas
tanto de la entrada como de las distintas salidas, además nos proporciona una
noción de donde están ubicadas las mismas. En la tabla 4.4 se presentan las
dimensiones y el número de boquillas que se observan de la figura 4.1, donde se
obtuvo la información.
Tabla 4.4 Dimensión de las Boquillas
Dimensión de las Boquillas
Borde Cantidad Dimensión [PLG]
Entrada 2 12
Agua 1 10
Crudo 4 8
Gas 1 14
59
Este diagrama también nos da información de las dimensiones básica del
separador, como el diámetro y la longitud de costura a costura (Cabezal a Cabezal),
estas dimensiones se pueden ver en la tabla 4.5:
Tabla 4.5 Dimensiones Básicas del Separador
Dimensión Básica del Separador
Longitud [m] 11,57
Diámetro [m] 4,5
Una información de gran interés, es el sistema de control para las diferentes alturas
de las interfases, éste procedimiento en los separadores horizontales es muy
importante y además es muy complicado. Es necesario la utilización de instrumentos
con tecnología de avanzada para cumplir este propósito, en la tabla 4.6 se muestran
las alturas de la interfase que se implementan en el separador existente FWKO, esta
altura tiene como referencia el fondo del separador.
Tabla 4.6 Altura de Interfase
Altura de Interfase
Altura de la Fase del Agua [PLG] 68
Altura de la Fase del Crudo [PLG] 138
Además de la información de la altura de las dos interfases también nos dan
información del porcentaje que representa esta altura con relación al diámetro total
del separador. Para la primera, la altura de la fase del agua representa el 40% del
diámetro total y la altura de la fase del crudo representa un 85%. Con estos datos
podemos tener una aproximación del diámetro del separador, éste tiene un diámetro
que está entre 4,3 y 4.5 metros. En la figura 4.2 se muestra un esquema transversal
del separador ilustrando las distintas interfases.
60
Figura 4.2 Esquema de las alturas de las Interfases
4.2 Geometría del Separador 3-D
Las dimensiones del separador se encuentran en la tabla 4.7, esta tabla ilustra una
comparación entre las dimensiones calculada, las dimensiones que se obtiene de la
figura 4.1 y por último las dimensiones tomadas para la creación de la geometría en
Autodesk, además de la desviación de las dimensiones entre ellas. Se decidió tomar
una longitud distinta a la calculada con el propósito de obtener un separador lo más
similar posible al separador existente FWKO.
Comparación de Dimensiones
Tabla 4.7 Desviación de los Diferentes Modelos
MODELOS DESVIACION
CALCULADO (1) FWKO (2) AUTODESK (3) (1)-(2) (1)-(3) (2)-(3)
DIAMETRO [m] 4.5 4.5 4.5 0 % 0 % 0 %
LONGITUD [m] 18 11.375 12 28.22% 24.20% 5,30%
Agua
Petróleo
Gas
61
Aquí se observan las dimensiones del diámetro y la longitud de cabezal a cabezal
de los distintos modelos, entre ellos están el calculado utilizando las normativas de
PDVSA, las dimensiones obtenida de la revisión de la ingeniería de procesos vista en
la figura 4.1 que es el diagrama de flujo mecánico y por último las dimensiones que
se utilizaron en la creación de la geometría que posteriormente fue usada en las
distintas simulaciones. La diferencia que se observa entre las dimensiones de la
longitud calculadas y la obtenida del diagrama de flujo mecánico se debe a que las
normativas de PDVSA no toma en consideración los últimos avances de la
tecnología para aumentar la eficiencia del separador, entre los que se encuentra la
utilización de cubos de placas coalescedoras, la sección de extracción de niebla,
baffles y otros.
Al diseño del separador se le agregó una pared que separa la fase del agua con la
del crudo, ésta pared tiene una altura de 3 metros desde el fondo del separador y
deja una separación de 1.25 metros como deposito para extraer el petróleo del
separador. Esta geometría fue cambiando durante el trabajo para estudiar el
comportamiento al agregar o cambiar su geometría. En la figura 4.3 se muestra la
geometría inicial con la que se empezó en este trabajo.
Figura 4.3 Ubicación de los Componentes del Separador
Salida del Agua Salida del crudo
Entrada Salida del Gas Pared de Separación
62
En la figura 4.3 se observa la ubicación de las boquillas de la entrada y de las
distintas salidas, además de la ubicación de la pared de separación. La figura 4.4 se
muestra las dimensiones de la primera geometría con la que se empezó a simular a
partir de ésta geometría se realizaron modificaciones para tratar de mejorar la
eficiencia del separador. En la figura 4.4 se muestra el plano del separador así como
las dimensiones de los componentes en milímetros.
Figura 4.4 Plano del Separador
4.3 Mallado de la Geometría
Después de haber terminado con el diseño de la geometría, se procede al mallado
de la misma. Como se explicó en el capitulo 2 es el proceso de discretización de la
geometría con la utilización de programas computacionales para ello. En este
trabajo se realizaron dos tipos de mallas, una no estructurada con elementos
63
tetraédricos y prismáticos como se puede observar en la figura 4.5 utilizando el
programa WORKBENCH y otra malla estructurada con elementos hexaédricos como
la mostrada en la figura 4.6 utilizando el programa ICEM. Otra tarea importante del
proceso de mallado es establecer las regiones en las cuales se va a desenvolver el
fluido.
Figura
Figura 4.5 Malla No Estructurada (Workbench)
Figura 4.6 Malla Estructurada (ICEM)
En la figura 4.5 , se puede observar los elementos tetraédricos, además se observa
lo desordenado de la distribución de los elementos. En la figura 4.6 tenemos una
malla realizada con elementos hexaédricos, además que se nota lo ordenado de los
elementos en todo la geometría, ésta malla es estructurada y realizada con el
programa ICEM. Una característica de la malla ICEM es lo similar de la cantidad de
nodos con la cantidad de elementos que existen en la malla.
64
4.4 Validación de Malla
Es muy importante el tener una buena malla para poseer buenos resultados en la
simulación, si una no tiene convergencia lineal para simulaciones con simples fluidos
después de haber intentado todas las posibilidades de modelos físicos y de
condiciones de borde, es muy probable que se deba a un pobre mallado. Al poseer
un mallado más uniforme significa que será mas fácil obtener la convergencia de la
solución. Todo esto asegurando que no exista en el mallado superficial cambios
buscos de distancia que puedan dificultar la convergencia.
Para el proceso de validación de la malla se utilizaron varios criterios:
� La convergencia que se espera es el orden de 10-4 en los valores de RMS.
� La caída de Presión entre la entrada y la salida debe de ser menor a 1%.
� Disminución del valor Y+, que es la calidad de la malla cerca de la pared, en
este influye el modelo de turbulencia usado.
Para cumplir con los criterios antes mencionados, se realizó el refinamiento de la
malla, esto significa que se modificó el mallado, disminuyendo la distancia entre los
nodos aumentando el número de nodos y por consiguiente aumentando el número
de elementos. Se ejecutó tantas modificaciones al mallado como fue necesario.
Con lo referente al valor Y+, este parámetro tiene un gran interés si se quiere
resolver la capa límite de la simulaciones. El programa ANSYS usa funciones para
modelar la región cerca de la pared con una simulación con flujo turbulento, estas
funciones son extremadamente útiles para disminuir la carga computacional. Existe
un límite o un rango para la simulación valida. El Y+ es una variable no dimensional
basado entre la distancia de la pared y la capa límite del primer nodo, por lo tanto
depende del parámetro de la malla en la región de la pared. Al tener un valor grande
de Y+, las funciones impuesta por el programa van a estar muy alejadas de la pared,
65
modelo que puede contrastar con la realidad. El criterio usado para este trabajo esta
entre un rango de 0 a 100, destacando que en dicha validación se esta
implementando el modelo de Turbulencia k-epsilon. Este parámetro se modifica con
la imposición de capas infladas, agregando elementos a la malla cada vez más
pequeños a medida que se va acercando a la pared que se le impuso esta condición.
Un ejemplo de las capaz infladas se representa en la figura 4.7.
Figura 4.7 Muestra de una Capa Inflada
A título de referencia, las simulaciones fueron realizadas en distintos equipos, con
distinto poder de computo. Las especificaciones de las distintas estaciones se
muestran en la tabla 4.7 :
Capas
Infladas
66
Tabla 4.7 Capacidad de Operación de las Estaciones de Computo
Estación Procesador Memoria RAM Disco Duro Apolo Intel® Xeon(TM)-2,80GHz 2 GB 40 GB Hades Intel® Xeon(TM)-3.00GHz 6 GB 150 GB
Poseidón Intel® Xeon(TM)X5355-
2,66GHz 24 GB 824 GB
La simulación para la validación de la malla fue realizada utilizando fluido
monofásico (agua), y las condiciones impuesta en la simulación son las mismas que
las condiciones operacionales del separador FWKO. En la Tabla 4.8 se encuentra las
condiciones de simulación para la validación de la malla.
Tabla 4.8 Condiciones de Simulación Bifásico
Simulación Monofásico
Fase Agua
Modelo de Turbulencia k-epsilon
Temperatura 150 ºF
Presión 65 psig
Condiciones de Borde
Entrada 65 psig
Salida (agua) 73,30 Kg/seg
Salida (aire) 11,98 Kg/seg
Salida (crudo) 22,74 Kg/seg
Propiedades del Agua
Densidad 980 Kg/m3
A continuación se presentara el estudio para la validación de la malla, en la figura
4.8 se encuentra el gráfico que se realizó con distintas mallas para conocer el
comportamiento de la misma y saber si cumple con el criterio establecido, en este
caso solo podemos observar la calidad de la malla con relación a la caída de presión,
67
se observa como las mallas después de 600000 nodos cumplen con este criterio
pero no lo hacen con el criterio del Y +. En las figuras 4.9 al 4.13 se muestran el
valor Y+ de 5 mallas para poder ver la evolución del parámetro Y + al aumentar el
número de nodos disminuyendo la distancia entro los ejes de los nodos o
aumentando el número de capas infladas en el separador que traerá como
consecuencia el aumento del número de elementos y de esta manera refinando la
malla.
Figura 4.8 Validación de la Malla, Criterio Variación de Presión
Estas figuras muestran el parámetro Y + entre los valores del criterio establecidos
para el parámetro utilizando el modelo k-epsilon, este valor se encuentra entre 0 y
100, cuando se pasa del criterio, ósea, cuando el valor es mayor a 100 se representa
en la figura del separador como de color rojo.
Validacion de Malla del Separador
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000 1600000
Número de Elementos
∆P[k
Pa]
Salida (agua)
Salida (gas)
Salida (crudo)
Malla
Seleccionada
68
Tabla 4.8 Validación Malla 1
Malla 1
Nodos 246575
Inflación 0
Modelo de
Tubulencia k-epsilon
Figura 4.9 Validación Malla 1
Tabla 4.9 Validación Malla 2
Figura 4.10 Validación Malla 2
Malla 2
Nodos 800517
Inflación 5
Modelo de
Turbulencia k.epsilon
En la figura 4.9 se muestran un separador que
sobrepasa el valor máximo del criterio establecido
en toda la superficie, teniendo como resultado un
separador que se encuentra representado
completamente rojo. Esto refleja lo pobre de la
malla aplicada, hay que tener en consideración
que no se aplicó ninguna capa inflada en esta
malla como se lee en la tabla 4.8, éste factor es
uno de los mas importante para la disminución del
parámetro Y +.
En la malla 2 se aumento el número de nodos
disminuyendo la distancia entre los ejes
existentes y además se agregaron 5 capas
infladas como se muestra en la tabla 4.9, dando
como resultado un separador donde la mitad de
este cumple con los establecido en el criterio,
pero existe una gran superficie de este que
todavía tiene valores mayores que los
establecidos por el criterio como se observa en la
figura 4.10.
69
Tabla 4.10 Validación Malla 3
Figura 4.11 Validación Malla 3
Tabla 4.11 Validación Malla 4
Figura 4.12 Validación Malla 4
Malla 3
Nodos 1022804
Inflación 5
Malla 4
Nodos 1550777
Inflación 15
Modelo de
turbulencia k-epsilon
En la malla 3 se aumentó el número de elementos
para observar su comportamiento manteniendo el
mismo número de capaz infladas que en la malla
2, dando como resultado un separador con la
mayoría de la superficie dentro del criterio. La
zona donde no cumple con el criterio es la zona
de mayor turbulencia debido a que esta localizada
en la entrada del fluido.
En la malla 4, se aumento aun mas el número de
nodos y las capas infladas como se muestra en
la tabla 4.11 generando unos valores del
parámetro Y+ por debajo de 50 como se observa
en la figura 4.12. A esta malla se le disminuyó
las capaz infladas para poder disminuir el
número de elementos y de esta manera
disminuir el costo computacional, esto se realizó
hasta obtener una malla donde todos los valores
del Y + fuesen menores que el impuesto en el
criterio.
70
Tabla 4.12 Validación Malla 5
Malla 5
Nodos 1236598
Inflación 12
Modelo de
Turbulencia k-epsilon
Figura 4.13 Validación Malla 5
Terminado el proceso de validación de la malla se procede a realizar simulaciones
bifásicas antes de empezar con las simulaciones trifásicas, todo esto para resolver
cualquier inconveniente que se presente y poder solucionarlo con facilidad al tener
sólo dos fase, que en el caso de las simulaciones trifásicas se pudiese complicar un
poco más al tener una fase más para resolver.
4.5 Simulación Bifásica
4.5.1 Régimen Permanente
La simulación en régimen permanente del separador se va a obtener como
resultado una simulación que no va a variar en el tiempo al menos que se cambien
las condiciones o perturbaciones en la alimentación del sistema.
En la malla 5 se muestran en la tabla 4.12 que
se disminuyo el número de capas infladas
impuestas al separador y además se redujo en
número de elementos que la malla 4. En la
figura 4.13 se observa una malla que cumple a
cabalidad con el criterio del Y +, siendo 80 el
mayor valor del parámetro Y +.
71
La simulación bifásica constituye un importante proceso en la realización del
presente trabajo, el mínimo cambio realizado a las condiciones de operación sufre
como consecuencia un resultado diferente y en la mayoría de los casos nada
proporcional al cambio realizado. Debido a la sensibilidad antes mencionada, se tuvo
que realizar una gran cantidad de simulaciones dejando como constante todas las
condiciones exceptuando las condiciones de borde, esto es consecuencia que no se
posee información de sistema de control del separador , por lo tanto se tuvo que
cambiar las condiciones de borde en cada simulación hasta obtener unos
resultados dentro de unos criterios establecidos, al igual que la validación
monofásica. El criterio que se estableció para la simulación bifásica fue la siguiente:
� Convergencia con un RMS menor que 10-4. Esto tiene gran importancia para
la calidad de los resultados.
� Ya se ha hablado de la importancia del sistema de control en los separadores
horizontales para mantener la altura de las distintas interfases, es por ello que
esta es uno del criterio establecido.
� El cierre del balance másico, teniendo como una desviación aceptable un
valor menor que 10%.
El valor del RMS, es de gran interés en cualquier simulación ya que este es un
factor importante para garantizar una buena convergencia generando una simulación
confiable en la que se puede analizar los resultados obtenidos y por consiguiente
realizar conclusiones que puedan ser de gran ayuda al llevarlo a la realidad.
Con lo relacionado a la altura de la interfase, es de suma importancia mantener los
niveles de las interfases, de no ser así eventualmente el tanque sufrirá una
disminución sustancial del nivel de las interfase llegando a vaciarse el separador,
ocurrir un sobreflujo o no realizar una buena separación de fase .
72
Por último cuando se habla de cierre másico, el 10% de desviación establecido
esta relacionado a la capacidad computacional y no tiene que ver con alguna
relación física. En la realidad el total volumétrico que entra debe ser el mismo que el
total volumétrico que sale, esto es una ley física que se encuentra establecido por la
ecuación de continuidad. Este resultado es forzado en la simulación manipulando las
condiciones de borde impuesta en la salida para promover una convergencia y su
estabilidad. Al hablar de la capacidad computacional se refiere a la potencia de las
computadoras que se disponen en el laboratorio para resolver este problema físico.
El porcentaje tomado es un valor conservador al observar las diferentes
simulaciones que se realizaron dando la gran mayoría de estas una desviación
mayor al 100% en el balance másico, estos casos cuando no sufrían la imposición
de paredes en las salidas o entrada generando un sobre flujo en la simulación y
deteniendo la corrida por errores generados en la misma.
Para obtener la solución en estado estacionario se aplicó un procedimiento, estos
pasos se pueden ver en la figura 4.14 que se muestra a continuación:
73
Figura 4.14 Esquema de Validación para la Simulación
En la tabla 4.13 se observan las condiciones para las simulaciones Bifásicas,
estos datos son el resultado de la validación de la simulación y también del estudio
de la ingeniería de procesos que se realizó con anticipación.
En las condiciones de alimentación los valores para la fracción volumétrica son
prescritas por las condiciones de operación que se encuentran en la tabla 5.2. Con
referencia a las condiciones iniciales estas son conocidas del estudio realizado de la
ingeniería de procesos, entre las condiciones se encuentran el nivel de interfase así
como las densidades.
Imponer Condiciones de
Borde
Simular hasta la Convergencia de la
Corrida, con la Imposición de un RMS.
Estudiar los resultados y su validación
por los criterios establecidos NO
SI
Continuar con el Trabajo, realizando las
Simulaciones que falten con las Condiciones
Validadas
74
El modelo de turbulencia utilizado fue el mismo que se realizó para la validación de
la malla, este es el modelo k-epsilon y el modelo de interfase usado fue el de
superficie libre que es el mismo cuando se esta simulando fluido multifásico y
además se quiere una separación de fase.
Tabla 4.13 Condiciones para la simulación bifásica
Simulación Bifásica
Fase 1 Agua
Fase 2 Aire
Modelo de Turbulencia k-epsilon
Modelo de Interfase Superficie Libre
Temperatura 150 ºF
Presión 65 psi
Fracción Volumétrica
Fase 1 0.9808
Fase 2 0.0192
Condiciones de Borde
Entrada 65 psig
Salida (agua) 73,30 Kg/seg
Salida (aire) 50,74 m/seg
Salida (crudo) 22,73 Kg/seg
Condiciones Iniciales
Altura de Interfase 3,50m
Presión
Presión
Hidrostática
Densidades
Agua 980 Kg/m³
Aire 2.83 Kg/m³
75
A continuación se presentaran una serie de imágenes donde estarán
representados los resultados obtenidos de la simulación bifásica con las condiciones
de simulación presentadas en la tabla 4.13. Después se hará una comparación entre
los modelos de turbulencia usadas que son el k-epsilon y el SST y por último se
analizará los resultados en régimen transitorio.
En la figura 4.15 se presenta el campo de presiones de esta simulación,
observando la variación por la presión hidrostática, debido al peso del fluido en este
caso agua y aire.
Figura 4.15 Campo de Presiones, Simulación Bifásica Régimen Permanente
En las figuras 4.16 y figura 4.17 se muestran las fases del agua y el aire en forma
de fracción volumétrica, a lo que será representada de cero a uno, siendo la unidad
la fracción volumétrica completa de la sustancia representada en la figura en color
rojo y lo contrario se presentara como valor cero de color azul. En estas figuras se
puede observar las perturbaciones ocasionadas por la entrada .
76
Figura 4.16 Fracción Volumétrica del Agua, Simulación Bifásica Régimen Permanente
Figura 4.17 Fracción Volumétrica del Aire, Simulación Bifásica Régimen Permanente
En la tabla 4,14 se muestra una comparación de la simulación bifásica con los dos
tipos de modelos utilizados el k-epsilon y el SST, se pueden observar el porcentaje
de balance másico general, el porcentaje de fluido arrastrado por la salida del gas, el
Y+ de la simulación bifásica y el tiempo de convergencia y la computadora donde se
77
realizó. Los distintos porcentajes son de gran importancia debido que estos son
parámetros que los ingenieros tratan de disminuir, diseñando dispositivos gracias a
los avances tecnológicos para reducir este porcentaje.
Tabla 4.14 Comparación de Modelos de Turbulencia, Simulación Bifásico
COMPARACION DE MODELOS DE TURBULENCIA
Modelos % Balance Másico (error) % Arrastre de Agua Y + max Tiempo (D:hr:Min:Seg)
k.epsilon 7 50 544 0:13:0:49seg (HADES)
SST 4 38 930 1:2:54:49seg(APOLO)
De la comparación presentada en la tabla 4.14, se observa un error en el balance
másico en ambos modelos. Hay que tener cuidado al analizar el gasto computacional
de ambas turbulencias debido a que se realizaron en distintas computadoras donde
la diferencia de potencia es apreciable. Con respecto al parámetro Y +, este se
puede mejorar refinando la malla para obtener valores que cumplan con el criterio
que se estableció en la validación de la malla, esto quiere decir que es necesario
realizar una nueva validación con este parámetro en las simulaciones bifásicas.
4.5.2 Régimen Transitorio
Este es el régimen que antecede al régimen permanente y se caracteriza por la
variación en el tiempo de las características o comportamiento del fluido. En este
trabajo se realizó una simulación con régimen transitorio y de esta manera observar
su comportamiento durante este período. La simulación se realizó utilizando las
mismas condiciones de operación que para el régimen permanente con el modelo de
turbulencia SST. El tiempo total de la simulación es de 60 segundos, utilizando cada
paso del tiempo 0,5 segundos con 15 interacciones. En la figura 5,18 se muestran
algunos pasos del tiempo, utilizando para representar el fluido la fracción volumétrica
del agua, recordando que el agua estaría representada con el color rojo y el aire con
el color azul y el resto de los colores es por un porcentaje o fracción de agua en ese
espacio.
78
En la figura 4.18 se muestra el paso del tiempo cada 10 segundos, esta simulación
se realizo un video para poder observar mejor el comportamiento del sistema por el
paso del tiempo cada 0,5 segundos. Con esta simulación se pudo observar que la
perturbación ocasionada por la entrada, en algún momento en el paso del tiempo
durante los 60 segundo es muy intensa llegando la perturbación hasta la salida del
agua. Esto nos llevo a modificar la geometría del separador, modificando la salida de
agua del separador moviéndola hacia la pared de separación y de esta manera
disminuir el efecto de la perturbación en la eficiencia de la salida de agua.
Figura 4.18 Imágenes de la Simulación Transitoria cada 10 segundos
Instante Inicial Tiempo 10 seg Tiempo 20 seg
Tiempo 30 seg Tiempo 40 seg Tiempo 50 seg
Tiempo 60 seg
79
4.6 Simulación Trifásica
Para la simulación trifásica, se utilizó como fases el petróleo, agua y aire en las
proporciones que se encuentran en el separador existente FWKO y que se han
estado utilizando para las simulaciones anteriores. En todas las simulaciones
trifásicas realizadas se utilizó el modelo de interfase SST excepto en la simulación
con condiciones de operación iguales al separador FWKO que se utilizó también el
modelo k-epsilon , esto tiene que ver con la comparación de modelos de turbulencia
en la simulación bifásica. Con respecto a las propiedades de las fases, el agua y el
aire mantienen las propiedades de las anteriores simulaciones, en cambio las
propiedades del petróleo son obtenidas de la información que fue suministrada por la
empresa y se encuentran en la tabla 4.2 que son las propiedades del petróleo.
En esta parte del trabajo se realizaron varias simulaciones, variando la malla, las
condiciones iniciales y la geometría, diseñando un deflector de momento en la
entrada para disminuir las perturbaciones que el fluido ocasiona al entrar al
separador. Las simulaciones realizadas se muestran en la tabla 4.15.
Tabla 4.15 Simulaciones Trifásicas Realizadas
Modelo de
Turbulencia Condiciones en la Entrada
Malla Workbench Malla ICEM
FV de Operación
Aumento
de Aire
Aumento
de Gas
Aumento
de Crudo
Momento
Flector FV de operación
K-epsilon
SST
4.6.1 Simulación A. Malla No-Estructurada
En esta etapa se simuló el separador con las condiciones de simulación trifásica
que se encuentran en la tabla 4.16. Como se puede ver la única diferencia con
respecto a las simulaciones bifásicas es la creación de una nueva fase y por lo tanto
80
de una nueva interfase. En estas simulaciones se usó dos modelos de turbulencia
para observar sus diferencias, como se hizo en la simulación bifásica.
A continuación se presenta la tabla 4.16 con las condiciones de operación que usa
el separador FWKO:
Tabla 4.16 Condiciones de Operación para la Simulación Trifásica en condiciones de Operación
Simulación Trifásica
Fase 1 Agua
Fase 2 Aire
Fase 3 Petróleo
Modelo de
Turbulencia k-epsilon y SST
Modelo de Interfase Superficie Libre
Temperatura 150 ºF
Presión 65 psig
Fracción Volumétrica
Fase 1 0.9808
Fase 2 0,01456
Fase 3 0,00464
Condiciones de Borde
Entrada 65 psig
Salida (agua) 73,30 Kg/seg
Salida (aire) 50,74 m/seg
Salida (crudo) 22,73 Kg/seg
Condicione s Iniciales
Altura de Interfase 1 1,6 m
Altura de Interfase 2 3,50m
Presión
Presión
Hidrostática
81
Densidades
Petróleo 938 Kg/m³
Agua 980 Kg/m³
Aire 2,37 Kg/m³
Es importante destacar los cambios que se realizaron a la hora de simular con
diferencia a la simulación bifásica, estos cambios son necesarios para obtener una
condición inicial que sea acorde con la realidad. Este cambio obedece a que existe
dos tipos de condiciones iniciales a lo que se refiere al nivel de las interfases, antes
del separador de fase (Separador A) y después de éste (Separador B), como se
ilustra en la figura 4.19. Estas diferencias en las condiciones iniciales obliga a dividir
el separador utilizando un plano de corte y a la vez imponer un plano de interfase
líquido-líquido en la definición de la simulación.
Figura 4.19 Condiciones Iniciales de la Simulación Trifásica
En la figura 4.19 se puede ver las distintas condiciones iniciales que son
necesarios imponer en la simulación. El Separador A, esta conformado con 3 fases y
dos interfases, mientras que gracias a la pared de separación de fase el Separador B
se ve que esta conformado con dos fases y una interfase. En esta figura se deduce
Separador B Separador A
82
que el plano que es necesario realizar se encuentra ubicado en la pared de
separación como lo muestra a figura 4.20.
Figura 4.20 Plano de Corte para Simulación Trifásica
Es posible introducir dos geometrías o mallas distintas al pre-procesador de CFX,
estas geometrías son importadas con el mismo sistema de coordenadas de donde
provienen (CAD), uniendo las mallas inmediatamente al ser importadas. Para poder
realizar la simulación con dos mallas diferentes es necesario imponer una condición,
en nuestro caso un plano de interfase, para realizar este procedimiento es necesario
imponer esta región como si fuese una condición de borde previamente al importar la
malla, esto se realiza al momento de mallar la geometría. Este plano se puede
observar en la figura 4.21. Existen varios tipos de planos de interfase, estos pueden
ser interfase sólido-sólido, sólido-liquido y el caso que estamos utilizando el plano de
interfase fluido-fluido.
Plano de Corte
Pared de Separación de
Fase
83
Figura 4.21 Plano de interfase
Ahora se presentará los resultados obtenidos de la simulación trifásica realizada,
en esta etapa se realizaron dos corridas diferentes, al igual que la simulación bifásica
una con el modelo de turbulencia k-epsilon y otra con el modelo de turbulencia SST,
en la tabla 4.16 se muestra en el modelo de turbulencia ambos modelos. La
representación gráfica de los resultados obtenidos de ambos modelos son muy
parecidos, es por ello que se presentaran solo los resultados gráficos con el modelo
de turbulencia SST.
En la figura 5.22 se muestra el campo de presiones del separador.
Figura 4.22 Campo de Presiones, Simulación Trifásica. Modelo SST
Plano de Interfase
84
En la figura 4.22 se observa el perfil de presiones hidrostático aumentando la
presión a medida que se disminuya el valor de la coordinada “Y”, teniendo los
menores valores en el fondo del separador, incluso dentro de la tubería donde sale y
es drenado el agua y petróleo. Esta condición del diseño del separador agregó una
dificultad al momento de simular debido a que en la corrida el programa imponía una
serie de paredes (Walls) para prevenir que el fluido se devolviera al separador,
debido que dentro del separador existe menor presión. Esto fue resuelto al aplicar el
método de ensayo y error durante la simulación bifásica hasta superar este
inconveniente al conseguir las condiciones de borde para evitar este problema.
En la figura 4.23 se muestra la fase de petróleo dentro del separador, al igual que
la simulación bifásica, estará representada por la fracción volumétrica del petróleo
representado con el color rojo cuando la fracción volumétrica es igual a la unidad y el
caso contrario de color azul.
Figura 4.23 Fracción Volumétrica del Petróleo. Modelo SST
En la figura 4.23 se observa la perturbación ocasionada por la entrada, en esta
figura se utilizaron 3 planos para poder visualizar mejor el comportamiento, dos
Plano 1
Plano 2
Plano 3
85
planos en la posición YZ y un tercero en la posición XY, se observa como a causa de
la presión de la entrada y de la perturbación generado se modifica el nivel de la
interfase en todo el separador, mostrando un mayor movimiento en la zona de la
entrada.
En la figura 4.24 se muestra la fracción volumétrica del agua, utilizando tres planos al
igual que en la figura anterior.
Figura 4.24 Fracción Volumétrica del Agua. Modelo SST
En la figura 4.24 se puede observar lo pronunciado del cambio de nivel de la fase
de agua, como se ha comentado en capítulos anteriores, es muy importante
mantener los niveles de las distintas interfases, es por ello que se implementan
instrumentos de avanzada para mantener estos niveles, todo esto para tener una
separación de la fase lo mas eficiente posible. También se puede observar la
presencia importante de fracción volumétrica de agua cerca de la salida de aire, esto
se va a ver reflejado en el porcentaje de agua arrastrada por el aire que sale.
En la figura 4.25, se presenta la fracción volumétrica correspondiente al aire, en
esta figura podemos observar que no existe fracciones de aire en lugares fuera de la
ubicación de su fase en donde no le corresponde.
86
Figura 4.25 Fracción Volumétrica del Aire. Modelo SST
En la figura 4.26 se muestra la velocidad del petróleo, esto para ampliar los
conocimientos del comportamiento del separador, en este caso no se utilizó el plano
para representar los resultado. Se implementó el uso de vectores en todo el
separador para representar este parámetro.
Figura 4.26 Velocidad del Petróleo. Modelo SST
87
En la figura 4.26 se observa el comportamiento de la velocidad del petróleo,
notando la presencia de éste en la salida del aire, es por ello la necesidad de utilizar
un extractor de niebla como se ha comentado, para poder disminuir el arrastre. Al
principio del separador, cerca de la entrada del mismo se observa cierta velocidad
del petróleo en la fase del aire que disminuye a medida que avanza (dirección X).
Figura 4.27 Velocidad del Agua. Modelo SST
Cuando observamos la figura 4.27, lo primero que sobresale es la velocidad de la
fracción de agua por la salida del aire, un poco mas intensa que el caso del petróleo,
también se puede observar la que el agua tiene presencia cerca de la salida del agua
con una velocidad apreciable, esto ya se había comentado de la figura 4.24. Un
factor que pudiera contribuir a la gran presencia de agua en la fase de aire son las
propiedades del petróleo que se están utilizando para este trabajo, un petróleo muy
espeso que impide a las partículas de agua asentarse en su fase. Es por esto que se
necesita un tiempo muy largo para permitir que el agua llegue a su fase y obtener
una excelente separación de fase. Este problema ya se tenia presente que pudiese
ocurrir, desde el dimensionamiento del separador dándonos un tiempos de
decantación muy grande.
88
En la figura 4.28 se muestra la velocidad del aire, observando que excepto en la
zona de la entrada de mayor turbulencia del separador las velocidades de aire
ocurren solo en su fase.
Figura 4.28 Velocidad del Aire. Modelo SST
4.6.2 Simulación B, Malla Estructurada
Se realizó una simulación con la malla estructurada como muestra en la tabla 4.15,
en esta simulación se utilizó las mismas condiciones iniciales que para la malla no
estructurada, estas condiciones se pueden observar en la tabla 4.16. Esta simulación
sólo se realizó con el modelo de turbulencia SST, no se pudo realizar la simulación
utilizando el modelo de turbulencia k-epsilon, debido a que durante la simulación
imponía condiciones como la imposición de paredes en las condiciones de borde
ocasionando un sobre flujo en el separador generando errores e impidiendo la
convergencia de la simulación.
89
En la figura 4.29, se presenta el campo de presión obtenido de la simulación con la
malla estructurada. Esta simulación se realizó con 655540 nodos y 632836
elementos.
Figura 4.29 Campo de Presión, ICEM
En la figura 4.30 se muestra la fase del petróleo, en ésta se puede observar mejor
la gran perturbación originada por la entrada del separador. También se puede
observar la presencia de petróleo en la fase del aire que es la parte de arriba del
separador representada en azul.
Figura 4.30 Fracción Volumétrica del Petróleo, ICEM
90
Figura 4.31 Fracción Volumétrica del Agua, ICEM
Figura 4.32 Fracción Volumétrica del Aire, ICEM
En la figura 4.31 se observa la fracción volumétrica del agua, observando un
cambio en el nivel de interfase a lo largo del separador, además de cierta cantidad de
fracción de agua localizado en la zona de la entrada y en la salida de aire.
91
En la figura 4.32 se observa la fracción de aire en el separador, se puede notar la
presencia de otra sustancia en la fase del aire compartiendo la fracción molar, estas
sustancia no han asentado su fracción volumétrica por completo reflejándose en la
fase del aire.
4.6.3 Comparación de Simulaciones.
En la tabla 4.17 se comparan los resultados obtenidos por las simulaciones ya
analizadas
Tabla 4.17 Comparación entra la simulación A y la Simulación B
Comparación
Workbench ICEM
Modelos de Turbulencia k.epsilon SST SST % Balance Másico (error) 13 10 55
% Arrastre de Agua 11 10 38 % Arrastre de Petróleo 9 6 24
Y + 80 119 2600
Tiempo (D:H:M:S) POSEIDON 1:2:29:45 1:2:53:56 0:21:51:41
En la tabla 4.17 se observa que los valores Y + no se encuentra dentro del criterio
para el modelo SST, esto se puede resolver con el refinamiento de la malla. Con
respecto al tiempo, podemos decir que la malla estructurada converge mas rápido,
aunque los porcentaje del balance másico y de los distintos arrastres son muy
superiores a los utilizados por la malla no estructurada. Esto no quiere decir que el
problema este en que una es estructurada y la otra no lo sea, sino que la malla
realizada por el programa ICEM necesita refinarse, esto también se puede observar
al ver el valor del parámetro Y +, aunque la malla no estructurada no se puede
imponer capas infladas, si se puede imponer condiciones a la separación de los
nodos en la superficie del separador para que de esta manera cumpla la misma
función que la capas infladas en las mallas no estructuras.
92
4.6.4 Modificación de la Salida del Agua
En la simulación bifásica en régimen transitorio, se pudo observar que la
perturbación generada por la alimentación del separador, en algunos instante de
tiempo llegaba a la salida del agua, además en las distintas simulaciones trifásicas
se ha observado como la perturbación genera cambios de nivel en las distintas
interfases a lo largo del separador, es por ello que tratando de evitar altas
turbulencias en la salida del agua, se va a modificar la geometría del separado
ubicando la salida del agua cerca de la pared de separación, de esta manera será
similar a la mayoría de los separadores que tienen ubicado la salida del agua por la
mitad del separador. La nueva geometría se puede observar en la figura 4.33.
Figura 4.33 Geometría Modificada, Nueva Ubicación de Salida del Agua
La simulación realizada a esta geometría, paso por todos los pasos que se hicieron
para realizar una simulación trifásica. Se realizó imponiendo las mismas condiciones
de Simulación descritas en la tabla 4.16. También se utilizó el mismo mallado
empleado para las geometrías anteriores, con esto no tenemos que realizar otra vez
la validación de la malla, el modelo de turbulencia empleado fue el SST.
En la figura 4.35 se observa las fracciones volumétricas del petróleo, agua y aire
además del campo de presiones que se obtienen de la simulación de la geometría
modificando la salida del agua.
93
Figura 4.34 Simulación Con la Geometría Modificada, Salida del Agua
Se puede observar la similitud que tienen con la simulación de la geometría
original, aunque en la fracción volumétrica del agua se observa una cantidad
considerable de fracción de agua en la fase del aire cerca de la salida. Esto se verá
reflejado en la cantidad de agua que esta siendo arrastrada por la salida del gas.
En la tabla 5.18 se muestra una tabla comparativa entre las simulaciones trifásicas
, cambiando la geometría pero utilizando el mismo modelo de turbulencia
Fracción Volumétrica del Petróleo Fracción Volumétrica del Agua
Fracción Volumétrica del Aire Campo de Presión
94
Tabla 4.18 Comparación entra la Geometría Original y la Modificada.
Comparación
Malla Workbench Geometria Original Modificada
% Balance Másico (error) 10 15 % Arrastre de Agua 10 16
% Arrastre de Petróleo 6 6 Y + 119 200
En la tabla 5.18 se aprecian unos resultados pocos esperados, como es el aumento del
error en el balance másico, el arrastre en la salida del aire y además el aumento en el
valor Y +.
4.6.5 Simulación con Valores de Entradas Alteradas
Se realizaron tres simulaciones con los valores de fracción volumétrica alterados,
en dos simulaciones se dejó el mismo valor de la fracción de aire alterando el de
agua y petróleo y se trató de realizar una simulación aumentando proporcionalmente
las fracciones de petróleo y agua y disminuyendo la del aire, pero no se pudo obtener
una convergencia de la simulación por la imposición de paredes en la condiciones de
borde que impidió la convergencia de la simulación.
Las simulaciones utilizaron las mismas condiciones que las simulaciones trifásica
con la excepción de la variación de la fracción volumétrica en la entrada así como las
condiciones de borde para obligar a cerrar el balance de masa. En la tabla 4.19 se
muestran las variaciones realizadas a la condición de operación, en este caso se
aumentó el petróleo que le entra al separador. En cambio en la tabla 4.20 muestra
las variaciones realizadas aumentando la cantidad de agua que ingresa al separador.
Tabla 4.19 Condiciones de Simulación, Aumentando el Crudo
Fraccion Volumétrica en la Entrada Agua 0.00728
Petroleo 0.01272 Aire 0.98
Condiciones de Borde Agua 36,65 Kg/seg Aire 62,34 Kg/seg
Crudo 50 m/seg
95
Tabla 4.20 Condiciones de Simulación, Aumentando el Agua
Fraccion Volumétrica en la Entrada Agua 0,01768
Petroleo 0,00232 Aire 0.98
Condiciones de Borde Agua 89,02 Aire 11,37
Crudo 50
En ambas simulaciones los resultados gráficos no cambian en comparación con la
simulación realizada con las condiciones de operación. El comportamiento es similar
observándose una alta perturbación en la entrada, generando cambios de nivel en
las interfases a lo largo del separador y por último lo que puede ser la diferencia es la
presencia de fracción volumétrica de la sustancia que se esta aumentando en la fase
del aire por la zona de la salida de gas, se puede observar mas intenso en el
aumento del agua. Esto es de esperarse debido que con las condiciones de
operación original ocurría, y mas ahora que se aumento la cantidad de agua en el
sistema necesitando mas tiempo para poder asentar esa cantidad de agua que se le
agregó.
4.6.6 Modificación de la Geometría, Deflector de Momento en la Entrada
Analizando los resultado obtenidos de las diferentes simulaciones realizadas, y
tratando de evitar esa turbulencia en la entrada del separador, se modificó otra vez la
última geometría. Diseñando un pequeño deflector de momento en la entrada del
fluido, de esta manera eliminar en lo mas posible la perturbación, obteniendo un
separador con menos movimientos en las interfases, generando una mejor
separación entre las fases. En la figura 4.35 se observa la geometría modificada.
96
Figura 4.35 Modificación de la Geometría, Momento Flector
En la figura 4.36 se muestra el campo de presiones de la simulación. En la figura
4.37, 4,38 y 4,39 se muestran las fracciones Volumétricas del Petróleo, agua y aire
respectivamente.
Figura 4.36 Campo de Presiones, con Deflector de Momento
Deflector de momento
97
Figura 4.37 Fracción Volumétrica del Petróleo, con Factor de Momento
Figura 4.38 Fracción Volumétrica del Agua, con Flector de Momento
Figura 4.39 Fracción Volumétrica, con Flector de Momento
En estas figuras se observa una mejora en lo referente a la perturbación en la
entrada del separador, aunque se puede ver como los niveles de las interfases
todavía se ven afectadas, aunque con menos intensidad. En la figura 5.39 se
observa la presencia de fracción volumétrica de agua en la parte superior del
98
separador, dándose con mayor intensidad en la parte de la salida del aire. En la
figura 4.39 se puede ver por primera vez la presencia significativa a lo largo del
separador de fracciones volumétricas de otra sustancia pudiendo ser petróleo o
agua. También se nota un pequeño remolino que se produce en la salida del aire,
este remolino es el arrastre de petróleo y agua.
En esta simulación se observa la necesidad de la utilización de baffles en el
separador para disminuir la alteración en los niveles de la interfase, además es
necesario realizar un simulación con la imposición de un extractor de niebla.
99
CAPITULO 5
Conclusión y Recomendaciones
Se uso fluido monofásico para la validación de la malla no estructurada, dándonos
resultados dentro del criterio establecido. Se recomienda la validación para el parámetro
Y + en la simulación bifásica, para disminuir éste parámetro en la simulación trifásico.
Para la simulación con la malla estructurada, es necesario refinar la malla de manera
de disminuir el valor Y +. Este refinamiento se realiza disminuyendo la distancia entre los
nodos a medida que se acerca a la estructura del bloque que este en la superficie.
Se logró en la simulación una separación de fase partiendo del fluido multifásico en la
alimentación del separador, observando una alteración en la altura de las interfases en
las distintas simulaciones además de un arrastre considerable en la salida del aire,
también se obtuvo el campo de presiones a la que trabaja el separador observando la
presión hidrostática. Se obtuvo velocidades bajas favoreciendo a la separación de fase.
El utilizar el modelo k-epsilon o SST, no es mucha la diferencia en el gasto
computacional, pero sí existe una diferencia no muy marcada en la calidad de los
resultados esperados. Con respecto a la malla estructurada no se logró resultados con el
modelo de turbulencia k-epsilon.
Se recomienda realizar una simulación, utilizando baffles para conocer el
comportamiento y observar si influye en la eficiencia del separador. Con la presencia del
arrastre en la salida del separador se recomienda simular el separador con un extractor
de niebla en la salida del aire utilizando métodos que ofrece el paquete de CFD como las
superficies porosas.
Se recomienda realizar metano en las simulación trifásica, siendo el gas que
predomina en el hidrocarburo. De ésta manera observar las diferencias en la simulación
debido a las propiedades del metano que son distintas a la del aire.
100
Referencia Bibliográfica
[1]Christopher Earls Brennen. “Fundamentals of Multiphase Flow”. Primera Edición.
Cambridge UniversityPress . Cambrige, 2005.
[2]Potter M. y Wiggert D. “Mecánica de Fluidos”. Segunda edición. Prentice Hall
Hispanoamericana. Mexico D.F, 1997.
[3]Frank Kreith. “Mechanical Engineering Handbook”. CRC Press LLC. Boca Raton 1999.
[4]Marcías J Martínez. “Diseño Conceptual de Separadores”. Primera edición.
Ingenieros Consultores. Venezuela, 1991.
[5]Verteeg y Malalasekera “An introduction to Computational Fluid Dynamics, the
finite volume method” Longman Scientific & Technical New York, 1995.
[6]Manual de Diseño de Procesos, Separación Física Tambores y Separadores.
PDVSA MDP 03-S-03, 1995.
[7]Hallanger, Chritian Michelsen Research A.S.; Soenstaboe, F., ESSO Norway;
Knutsen T. NORSK HYDRO. “A Simulation Model for Three Phase Gravity
Separators”. SPE 36644 Society of Petroleum Engineers.
Ted Frankiewicz, Chang-Ming Lee, NATCO Group. “Using Computational Fluid
Dynamics (CFD) Simulation to Model Fluid Motion in Process Vessels on Fixed and
Floating Platforms”. IBC 9th
Annual Production Separation Systems Conference,
London, U.K, Junio 2002 .
Eduardo H Tabarrozzi. “Sistema de Tratamiento Free Water Knockout” INGEPET ‘99
EXPL-6-ET-01
101
ANEXO 1
Diagrama Mecánico de Flujo del Separador Free Water Knockout que se encuentra
en la estación de flujo, dado por la empresa Petrodelta.
102
ANEXO 2
A continuación se presentara el programa realizado en Mathcad, para el
dimensionamiento del separador.
Los subíndices ww, oo y gg representan el agua, petróleo y aire respectivamente,
estos se utilizará durante todo el programa.
DATOS DEL SEPARADOR
FLUJO VOLUMETRICO PRESION
Qww 3.9ft
3
s:= P 65psi:=
TEMPERATURA
Qoo 2.601ft
3
s:=
T 150∆°F:=
Qgg 636.582ft
3
s:= gravedad 810
cm
s2
:=
VISCOSIDAD CINEMATICA
ρww 62.43lb
ft3
:= υo 92:=
µoil 85:=
ρoo 58.05lb
ft3
:= µoo 0.85poise:=
VISCOSIDAD ADSOLUTA
ρgg 0.15lb
ft3
:= µww 0.0045poise:=
hww 4.135ft:= hww 1.26 m= %w .28:=
hoo 3ft:= hoo 0.914m= %o .2:=
103
CALCULO DE GRADOS API DEL CRUDO
GRAVEDAD ESPECIFICA
GEEρoo
1000kg
m3
:= GEE 0.93=
ºAPI141.5
GEE
131.5−:= ºAPI 20.672=
SE DETERMINA EL AREA DEL GAS, PERO PRIMERO BUSCO LA VELOCIDAD CRITICADE DISEÑO DEL GAS
La constante de Souders y Brown K=4 por suponer la relacion L/D menor a 4
K 0.4ft
s:=
VELOCIDAD CRITICA
Vgg Kρoo ρgg−
ρgg⋅:= Vgg 7.859
ft
s=
AREA MINIMA DEL GAS
AggQgg
Vgg:= Agg 81.003ft
2= Agg 7.525m2=
DIAMETRO1 SUPONIENDO QUE EL GAS OCUPA EL 50% DEL SEPARADOR
D14 2⋅ Agg⋅
π:= D1 14.362ft= D1 4.378m= Asep
D12 π⋅4
:= Asep 15.051m2=
Diametro practico D11 4.5m:=
SE CONSIGUE LA LONGITUD DEL SEPARADOR CON LA RELACION L/D=4
Long 4 D11⋅:= Long 18 m=
104
SE CALCULA LA VELOCIDAD DE ELEVACION DE LAS GOTICAS DE PETROLEO ATRAVEZ DE LA FASE DE AGUA
SUPONEMOS LA GOTA DE CRUDO EN 150 MICROMETROS, EN LA ECUACION SE COLOCAEL VALOR DE MIRONES...PARA SER CONSTANTE CON LAS UNIDADES LO VOY A PONEREN METROS.LAS DENSIDADES EN LA ECUACION SE ENCUENTRAN EN lb/pies3
Dgota 150µm:=
Voo11.07210
4−⋅ Dgota2⋅ ρw ρo−( )⋅
µww:=
Voo21.072 10
4−× 1502( )⋅ 1 0.93−( )⋅
0.45:= Voo2 0.375=
ft
minVoo 0.375
ft
min:=
AREA DEL CRUDO LO SUPONGO EN 25% DEL TOTAL DEL AREA DEL SEPARADOR
Aoo Agg 2⋅ %o⋅:= Aoo 3.01 m2=
CALCULAR LA VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO DE LAS GOTICAS DE AGUA EN ELPETROLEO
Vww11.07210
4−⋅ Dgota2⋅ ρw ρo−( )⋅
µoo:=
Vww21.07210
4−⋅ 1502⋅ 1 0.93−( )⋅
85:= Vww2 1.986 10
3−×=ft
minVww 1.986 10
3−×ft
min:=
Aww Agg 2⋅ %w⋅:= Aww 4.515m2=
HALLAR LOS TIEMPO MINIMOS DE FLOTACION Y ASENTACIONDEL PETROLEO Y DEL AGUA
twhww
Voo:= tw 661.6s= tw 11.027min=
tohoo
Vww:= to 9.063 10
4× s= to 1.511 103× min= to 25.176hr=
105
TIEMPO DE RETENCION DEL LOS DIFERENTE LIQUIDOS
VOLUMEN DE AGUA
Volumenw Aww Long⋅:= Volumenw 8.127 104× L=
TIEMPO DE RETENCION DEL AGUA
trwVolumenw
Qww:= trw 12.266min=
VOLUMEN DEL CRUDO
Volumeno Aoo Long⋅:=Volumeno 5.418 10
4× L=
TIEMPO DE RETENCION DEL CRUDO
troVolumeno
Qoo:=
tro 12.261min=
ESPESOR
Utilizando el Codigo ASME seccion 8 division 1
Poperacion 75psi:= S 1:= FACTOR DE SEGURIDAD
Ri 88.583in:= RADIO tcorrosion1in8
:= ESPESOR POR CORROSION
E 20000psi:= PROPIEDAD DEL MATERIAL
L 2 Ri⋅ tcorrosion+:= DIAMETRO
106
CASCO CILINDRICO
P Poperacion 30psi+:= P 105psi= SE TOMA EL MAYOR
R Ri tcorrosion+:= R 88.708in=
trequeridoP R⋅
S E⋅ 0.6P⋅−:= trequerido 0.467in=
tdiseño trequerido tcorrosion+:= tdiseño 0.592in=
La lamina de acero comersial utilizada sera de t´ es dec0.625 plg
CASCO TORIESFERICO
t 0.885P⋅L
S E⋅ 0.1P⋅−⋅:= t 0.824in=
La lamina de acero comercial utilizada sera 0.825 in