Separadores de hidrocarburos

Marzo 2010

ContenidoContenido

� Definición

� Principios de separación

� Descripción de un separador

� Funciones de un separador

� Clasificación de los separadores

� Descripción de los internos de un separador

� Separadores Verticales Vs. Separadores Horizontales

� Problemas operacionales que presentan los separadores

� Diseño de los separadores

SeparadoresSeparadores

Definición.

Es un cilindro de acero que por lo general

se utiliza en los procesos de producción,

procesamiento y tratamiento de los

hidrocarburos para disgregar la mezcla en

sus componentes básicos, petróleo y gas.

Adicionalmente, el recipiente permite aislar

los hidrocarburos de otros componentes

indeseables como la arena y el agua.Separadores

Principios de SeparaciPrincipios de Separacióónn

En los campos petroleros los efectos de separación más usados son:

Fuerzas de Gravedad

Fuerza Centrífuga

Cambios en la Cantidad de Movimientos

Fuerzas Electrostática.

En el procesamiento degas los efectos más usados son:

Cambios en la Cantidad de Movimiento

Absorción

Adsorción

Fuerzas de Gravedad

Fuerzas Centrífugas

Filtración


Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, cuando la fuerza

gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la fuerza de

arrastre del fluido de gas sobre la gota.

�� Fuerza de GravedadFuerza de Gravedad

Separador vertical FKW

�� Fuerza CentrFuerza Centr íífugafugaEl separador centrífugo funciona mediante el efecto de la fuerza

centrífuga. El agua contaminada con sólidos e hidrocarburos/aceites se

inyecta tangencialmente a lo largo de la circunferencia del estanque

cilindro-cónico para permitir la separación de las partículas pesadas. El

aceite libre es retirado de la superficie del estanque y se almacena en el

acumulador de hidrocarburo. Las partículas que pueden precipitar

sedimentan al fondo del estanque, desde aquí son drenadas a un filtro

de bolsa de fácil reemplazo.

Opcionalmente se puede incluir inyección de ozono, control de pH,

aplicación de agentes coagulantes/floculantes con el objeto de

aumentar la flotación de aceites y la precipitación de sólidos.


��Cambios en la Cantidad de MovimientosCambios en la Cantidad de Movimientos((Momentum Lineal Momentum Lineal ))

Los fluidos con diferentes densidades tienen diferentes momentum. Si una

corriente de dos fases se cambia bruscamente de dirección, el fuerte

momentum o la gran velocidad adquirida por las fases, no permiten que la

partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase

liviana, este fenómeno provoca la separación.


�� Fuerzas ElectrostFuerzas Electrost ááticasticas


Movimiento de una gota de agua entre dos electrodos de polaridad dual.

Consiste en someter la emulsión a un campo eléctrico intenso, generado por la

aplicación de un alto voltaje entre dos electrodos. La aplicación del campo eléctrico

sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo

que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su posterior

coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de las gotas, lo que

permite la sedimentación por gravedad.

Deshidratador Electrostático

��CoalescenciaCoalescenciaLas gotas muy pequeñas no pueden

ser separadas por gravedad. Estas

gotas se unen por medio del fenómeno

de coalescencia, para formar gotas

mayores, las cuales se acercan lo

suficientemente como para superar las

tensiones superficiales individuales y

poder de esta forma separarse por

gravedad.


Separación por coalescencia

��AbsorciAbsorci óónn


Este es uno de los procesos de mayor utilidad en la industria del gas natural. El

proceso consiste en remover el vapor de agua de la corriente de gas natural,

por medio de un contacto líquido. El líquido que sirve como superficie

absorbente debe cumplir con una serie de condiciones, como por ejemplo:

• Alta afinidad con el vapor de agua y ser de bajo costo,

• Poseer estabilidad hacia los componentes del gas y bajo perfil corrosivo

• Estabilidad para regeneración

• Viscosidad baja

• Baja presión de vapor a la temperatura de contacto,

• Baja solubilidad con las fracciones líquidas del gas natural

• Baja tendencia a la formación de emulsiones y producción de espumas.

Los glicoles y el metano son los líquidos de mayor uso en la deshidratación del

gas natural. El metanol, como agente deshidratantes es de alto costo.

��AdsorciAdsorci óónn

La adsorción es el proceso mediante el cual un sólido poroso (a nivel

microscópico) es capaz de retener partículas de gas en su superficie tras

entrar en contacto con éste.

Una de las aplicaciones más conocidas de la adsorción en el mundo

industrial, es la extracción de humedad del aire comprimido. Se consigue

haciendo pasar el aire comprimido a través de un lecho de alumina activa u

otros materiales con efecto de adsorción a la molécula de agua. La saturación

del lecho se consigue sometiendo a presión el gas o aire, así la molécula de

agua es adsorbida por la molécula del lecho, hasta su saturación. La

regeneración del lecho, se consigue soltando al exterior este aire comprimido

y haciendo pasar una corriente de aire presecado a través del lecho.


DescripciDescripcióón de un Separadorn de un Separador

Un separador consta de las siguientes secciones :


Un separador consta de las siguientes secciones :

Separación primaria

Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-gas. La separación en

esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo. El cambio en la cantidad de movimiento de las fases a la entrada del

separador genera la separación gruesa de las fases. Esta zona incluye

las boquillas de entrada y los ditamentos de entrada, tales comodeflectores ó distribuidores.

El deflector separa el petróleo y el gas al forzar cambios en dirección y velocidad en la corriente de flujo. El ingreso ciclón logra el mismo resultado con la fuerza centrifuga

Separación secundaria

Está representada por la etapa de separación máxima de líquido por

efecto de gravedad. En esta sección 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 aún 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 niebla:

En esta parte del separador 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 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, está constituido

generalmente por un conjunto de veletas o aspas; por alambre entretejido, o por tubos ciclónicos.


Recolección de las fases líquidas

Está constituida por la parte inferior del separador que actúa como

colector, posee control de nivel mediante un flotador para manejar

volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación.


Funciones de los SeparadoresFunciones de los Separadores

Las funciones que debe cumplir un separador son:

1. Hacer una primera separación de fases entre los hidrocarburos de la

mezcla.

2. Cuando el proceso de separación ocurre entre la fase gaseosa y

líquida, la función del separador será: Refinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase

gaseosa, y partículas del gas atrapadas en la fase líquida.

3. Liberar parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la

líquida

4. Descargar por separado la fase líquida y gaseosa, que salen del

separador, con el objetivo de evitar que se vuelvan a mezclar, lo que

haría que el proceso de separación sea de una baja eficiencia.

Funciones de operaciFunciones de operacióón de los Separadoresn de los Separadores

Para que un separador pueda cumplir con sus funciones debe

satisfacer lo siguiente:

• Controlar la energía del fluido al entrar al separador

• Las tasas de flujo deben responder a ciertos rasgos de

volumen

• La turbulencia que ocurren en la sección ocupada por el

gas debe ser minimizada

• La acumulación de espuma y partículas contaminantes

deben ser eliminadas

• Las salidas de los fluidos deben estar previstas de los

controles de presión

• Las regiones de acumulación de sólidos deben tener

prevista la remoción de estas fases

• El separador debe tener válvulas de alivio

• El recipiente debe estar provisto de manómetros,

termómetros, controles de nivel, etc.

• El separador debe tener bocas de visitas

ClasificaciClasificacióónn dede los Separadoreslos Separadores

Se clasifican en función de:

NNúúmeromero dede fasesfases aa separar separar

� Separadores Bifásicos.� Separadores Trifásicos.

� Separadores Tetrafásicos.

FormaForma GeomGeoméétricatrica� Separadores Verticales� Separadores Horizontales � Separadores Esférico.

UbicaciUbicacióón n

� Separadores de Entrada, � Separadores en Serie, Paralelo

� Separadores Tipo Filtro, Tipo Tanque deVenteo (Flash), Tipo Centrífugo,� Separadores Tipo Depuradores�Separadores de goteo en línea�Torre de Destilación

PresiPresióónn dede OperaciOperacióón n � Separadores de alta, media y baja presión

SegSegúún las fases a separarn las fases a separar

Estos separadores, tiene como principal objetivo separar fluidos bifásicos, tales como Gas y Petróleo, Agua y Petróleo.

Separadores BifSeparadores Bifáásicossicos

Los separadores trifseparadores trif áásicossicosse diseñan para separar tres fases, constituidas por el gas y las dos fases de los líquidos inmiscibles (agua y petróleo), es decir, separar los componentes de los fluidos que se producen en un pozo petrolero.

Separadores TrifSeparadores Trifáásicossicos


Vista General del EquipoDifusor de Entrada

Sistema de Desarenadores

Sistema de desarenadores

Ánodos de Sacrificio

Desmister

Baffles

Tubos de Fuego

Separadores TrifSeparadores Trifáásicos sicos

Separadores TetrafSeparadores Tetrafáásicossicos

En cuanto a los separadores separadores tetraftetraf áásicossicos podemos decir que en los mismos se ha previsto adicionalmente, una sección para la sección de espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos


Gas

Líquido

a) Placa desviadorab) Demisterc) Sección de recolección de

líquido del Demisterd) Canducto de drenaje del

demister

SegSegúún la forma Geomn la forma Geoméétricatrica

Separadores VerticalesSeparadores Verticales


Separadores HorizontalesSeparadores Horizontales


Separadores EsfSeparadores Esfééricosricos

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

Estos equipos están ubicados a la entrada de la planta, para recibir los fluidos en su condición original, cruda; obviamente en este caso será necesario esperar la posibilidad de recibir impurezas en el fluido

Separadores de EntradaSeparadores de Entrada

SegSegúún la Ubicacin la Ubicacióónn


Estos separadores que están colocados en paralelo. En este caso la separación se realiza en forma simultánea

Separadores en ParaleloSeparadores en Paralelo

T1, P1T1, P1

T2, P2T2, P2

Ta, PaPetróleoPetróleo

Gas


Separadores en SerieSeparadores en Serie

Depuradores de GasDepuradores de Gas

La principal, función del depurador es remover los residuos líquidos de una mezcla, que tiene predominio de partículas gaseosas, para ello en su diseño tienen elementos de impacto para remover las partículas líquidas.

Depuradores de Gas



Este tipo de separador, por lo general tiene dos compartimientos. Uno de ellos es un filtro coalescente, el cual se utiliza para la separación primaria del líquido, que viene con el gas. Mientras, el gas fluya a través de los filtros, las partículas pequeñas del líquido, se van agrupado, para formar moléculas de mayor tamaño. Una vez que la moléculas se han hecho de mayor tamaño, son con cierta facilidad empujadas por la presión del gas hacía el núcleo del filtro, y por ende separadas del gas

Separadores Tipo FiltroSeparadores Tipo Filtro


Estos separadores se utilizan para separar partículas sólidas y líquidas de la corriente de gas

Separadores CentrSeparadores Centríífugosfugos

Este envase permite separar un fluido en varios componentes de composiciones deseadas. Para ello se utilizan procesos de equilibrio térmico basado en las constantes de equilibrio líquido- vapor. Por lo general, las torres de destilación poseen platos en los cuales se establecen flujos en dos direcciones el gas en ascenso y el líquido en descenso.

Torre de DestilaciTorre de Destilacióónn


Estos son separadores que se utilizan para separar el gas que se produce cuando se reduce la presión del líquido.

Separadores Tipo Tanque de Venteo.



Tipo de Goteo en LTipo de Goteo en Lííneanea

Estos equipos se instalan en tuberías que manejan fluidos con una alta relación Gas- líquido El objetivo es remover el líquido libre y no necesariamente todo el líquido contenido en la corriente gaseosa. Luego, los equipos de goteo en línea permiten la acumulación y separación del líquido libre.

SegSegúún la Presin la Presióón de Operacin de Operacióónn

T1, P1T1, P1

T2, P2T2, P2

T3, P3T3, P3 Ta, PaPetróleo Condensado (+Gas) (40-60ºAPI)Petróleo Condensado (+Gas) (40-60ºAPI)


Ventajas� Por lo normal se emplean cuando la

relación gas- líquido es baja.

� Requieren de poco espacio vertical para su instalación.

� Requieren menor diámetro que un separador vertical, para una capacidad dada de gas.

� Manejan grandes cantidades de líquido, optimizando el volumen de operación requerido.

Desventajas� Cuando existen variaciones a nivel de

la fase pesada afectan la separación de la fase liviana.

� Ocupan mucho espacio horizontal.

� Es difícil la remoción de sólidos acumulados.

Separadores EsfSeparadores Esfééricosricos

Ventajas� Más compactos que los horizontales o

los verticales, por lo que se usan en plataformas costa afuera.

� Son más fáciles de limpiar que los separadores verticales.

� Los diferentes tamaños disponibles los hacen el tipo más económico para instalaciones individuales de pozos de alta presión.

Desventajas� Tienen un espacio de separación muy

limitado.

DescripciDescripcióón de los internos de un n de los internos de un SeparadorSeparador

Deflectores

Se emplean para producir un cambio en la cantidad de movimiento o de dirección del flujo de la corriente de entrada, y así producir la primera separación mecánica de las fases.

Deflectores

Distribuidores de entrada

Tienen ranuras ú orificios, por los cuales salen las dos fases a una baja velocidad. Ayudan a distribución pareja de las fases del área disponible de flujo, que favorece a la separación de las mismas.


CiclonesLa separación mecánica se efectúa por la fuerza centrifuga que actúa sobre las partículas al provocar el movimiento giratorio sobre la corriente de alimentación.

Eliminador de niebla tipo malla

Eliminador de niebla tipo aleta


Retienen las partículas líquidas hasta que adquieren un tamaño suficientemente grande como para que el peso supere tanto la tensión superficial como la acción de arrastre producida por el gas.

Consisten en un laberinto formado por láminas de metal colocadas paralelamente, con una series de bolsillos recolectores de líquido

Eliminador de niebla tipo Ciclón


Rompe vórtices

Producen la separación debido a un cambio en la cantidad angular de movimiento de la corriente bifásica.

Es bueno incluirlos en los separadores para prevenir que se desarrolle un vórtice cuando la válvula control de líquidos esta abierta. Ayuda a prevenir que el gas sea nuevamente arrastrado.

Placas rompe espumas


Rompe olas

Consiste en una serie de placas paralelas longitudinales direccionadoras del flujo, colocadas en la zona de retención de líquidos de los separadores horizontales. Estas placas evitan que las burbujas de gas que ascienden a través del líquido colapsen y produzcan la agitación necesaria para formar la espuma.

Para evitar la propagación de las ondulaciones y los cambios de nivel en dirección longitudinal que son producidos por la entrada súbita de tapones de líquido dentro del separador.


Tuberías internas

Pueden ser adecuadas tanto para los separadores verticales y horizontales. Para eliminar las impurezas que se depositan en el equipo durante su operación o para desplazar a los hidrocarburos antes deproceder a la apertura del recipiente

SISTEMA DE SAND JETDETALLES

BOQUILLAS DEINYECCION

MANIFOLD

TUBO COLECTOR DE RESIDUOS

Problemas de OperaciProblemas de Operacióón de los n de los SeparadoresSeparadores

� Crudos espumosos

� Presencia de arenas

� Parafinas

� Emulsiones

� Corrosión


� Dificultad para controlar el nivel del líquido.

� Problemas en la separación del líquido del gas.

� Probabilidad que el gas y el líquido salgan del separador junto con la espuma y con ello causar considerables pérdidas económicas.

Crudos espumosos

Presencia de arenas

� Taponamiento de los dispositivos internos del separador.

� Erosión, corte de válvulas y líneas.

� Acumulación en el fondo del separador.



MANIFOLD



EmulsionesLa presencia de emulsiones crea problemas en los separadores de 3 fases. Se pueden usar los delmulsificantes para romper la emulsión.

CorrosiónLos fluidos producidos del pozo pueden ser muy corrosivos y causar la falla temprana del equipo. Los dos elementos más corrosivos son Dióxido de Carbono y el Sulfuro de Hidrogeno.


La parafina en los separadores de petróleo y gas reduce su eficiencia y puede hacerlos inoperables llenando parcialmente elrecipiente y/o bloqueando el extractor de mezcla y las entradas de fluido. Puede ser removida efectivamente utilizando vapor o solventes.

Parafinas

Problemas operacionales tProblemas operacionales tíípicos a picos a tomar en cuenta en el disetomar en cuenta en el diseññoo

� Formación de espuma

Se observan en mezcla vapor–líquido o vapor–líquido–líquido. El método más económico de eliminar el problema es incorporar deflectores de espuma, agregar longitud extra al recipiente o usar aditivos químicos.

� Flujo de avance

Algunas lineas de flujo bifásico muestran la tendencia a un tipo de flujo inestable, de oleaje, que se denomina flujo de avance. Obviamente la presencia del flujo avance requiere incluir placas rompe olas en el separador.

� Materiales pegajosos

Tal es el caso de crudos parafinosos, pueden presentar problemasoperativos, debido al ensuciamiento o incrustación de los elementos internos. Para controlar este inconveniente comúnmente se utilizan aditivos químicos.

� Presencia y acumulación de sólidos

Puede ser controladas instalando tuberías de lavado (si aplica), boquillas de limpieza por inyección de líquidos, boquillas de remoción de sólidos, inclinación de recipientes horizontales, aberturas para la limpieza etc.

ParParáámetros que Intervienen en el metros que Intervienen en el DiseDiseñño de los Separadoreso de los Separadores

ASPECTOS A EVALUAR

a.- La energía que posee el fluido al entrar al separador, debe de ser controlada

b.-Las tasas de flujo, tanto de la fase líquida, como de la gaseosa, deben de encontrarse dentro del rango establecido por el separador. Si, esto se cumple se puede asegurar que el fluido es controlado por las fuerzas de gravedad, las cuales actúan sobre el fluido y se establece un equilibrio interfásico líquido- vapor

c.- Las turbulencia que ocurren fundamentalmente en la sección ocupada por la fase gaseosa, debe de ser minimizada, antes que cause problemas en el proceso de separación, y por ende problemas a la hora de evaluar la eficiencia.

d.- La acumulación de espuma y contaminantes debe de ser controlada.

e.- Las salidas del separador de las fases líquidas y gaseosas, deben de realizarse de tal forma, que no vuelvan a encontrase. Además a la salida de los fluidos del separador debe de tener controles, de presión y de nivel de los fluidos.

ParParáámetros que Intervienen en el metros que Intervienen en el DiseDiseñño de los Separadoreso de los Separadores

ASPECTOS A EVALUAR

f.- En el separador se debe tener prevista la eliminación de partículas sólidas, cuando estas se hayan acumulado

g.- En el separador se tiene que tener prevista el control de la presión, para lo cual es recomendable la instalación de válvulas de alivio. También se recomienda instalar manómetros, termómetros, controles de nivel, boca de visitas, de tal forma que se pueda revisar en forma rápida el separador.

h.- Para el correcto diseño de un separador se deben conocer y manejar los parámetros que afectan el comportamiento del sistema a separar. Se deben analizar exhaustivamente las propiedades del fluido, las cuales derivan en el Comportamiento de las fases. Se debe tener en cuenta que tanto las propiedades del gas, como las del líquido actúan dentro del separador, y actúan en forma directa sobre el diseño del separador.

ParParáámetros que Intervienen en el Disemetros que Intervienen en el Diseñño de o de los Separadoreslos Separadores

Servicio a prestar

Es muy importante tener en cuenta, que el comportamiento de una gota de fluido en estado líquido, estará en función del tipo de separador a utilizar. Es decir, que una gota líquida en un separador de posición vertical tendrá un comportamiento diferente, que si el separador fuera de posición horizontal.

Separador Vertical

Separador Vertical

Separador HorizontalSeparador Horizontal

FuerzasDel Gas

Flotación

Gravedad

Resultante

FuerzasDel Gas

Flotación

Gravedad

Resultante


Composición del fluido que se va a separar:

Para un correcto diseño se debe manejar en forma clara el concepto de equilibrio de fases, separación instantánea, ya que será la única manera, en que se pueda manejar la cantidad de líquido y gas a separar bajo las condiciones de presión y temperatura de operación.

.

Diagrama de Fases



Para evaluar el funcionamiento de un sistema de separación en etapas, es necesario efectuar cálculos de equilibrio vapor- líquido y de balance de materiales en cada etapa de separación. Esto permite conocer las cantidades de gas y de líquido separadas en cada etapa, así como los parámetros necesarios para seleccionar las presiones de separación óptimas para los fines que se pretendan.

Constantes de Equilibrio (Keq).

a.- Ley de Raoult.

b.- Ley de Dalton,

Composición de las fases



CALCULOS DE LA CONSTANTE DE EQUILIBRIO

1.- En Base a la Presión de Convergencia: Este parámetro puede definirse, como la presión a la cual todos los valores de la constante de equilibrio vapor- líquido tienden a la unidad a la temperatura del sistema. Esto significa, que es la presión para un sistema a una temperatura dada, cuando ya no es posible la separación de las fases gaseosas y líquidas.

2.- En Base a la fugacidad:La fugacidad (f) es una forma común para expresar la (KI). La fugacidad es un concepto termodinámico difícil de definir en términos físicos. Es una función de energía libre.

3.- En Base a Ecuaciones de Estado:Estas ecuaciones han sido utilizadas en muchos trabajos de ingeniería en general; en la ingeniería petrolera se han aceptado como una herramienta bastante útil para diagnosticar el comportamiento de fases de los fluidos.

Presión y temperatura de operación.

Afectan la operatividad del separador, además que influyen en forma directa en la mayoría de los otros parámetros, que definen la eficiencia del proceso de separación.


A la presión óptima se obtiene:

a.- Máxima producción de petróleo

b.- Máxima gravedad API del crudo

c.- Mínima relación gas - petróleo

d.- Mínimo factor volumétrico del petróleo


Velocidad critica del gas:

Velocidad máxima del gas a la cual las fuerzas de gravedad controlan el movimiento del gas, y por consiguiente promueve la caída de las gotas del líquido.

Velocidad critica del gas:

Velocidad máxima del gas a la cual las fuerzas de gravedad controlan el movimiento del gas, y por consiguiente promueve la caída de las gotas del líquido.

ρL: densidad del Líquido en condiciones de operación, lbs/pie 3

ρg: densidad del gas en condiciones de operación, lbs /pie3

K: Constante de Souders y Brown


ρg: densidad del gas en condiciones de operación, lbs /pie3

K: Constante de Souders y Brown

g

gLC KV

ρρρ −

=


Constante de Souders y Brown (K):Es el valor que acerca o aleja las predicciones del funcionamiento real del sistema. Se adapta de acuerdo a las mejoras tecnoló gicas introducidas a los diseños.

Consideraciones:

Constante de Souders y Brown (K):Es el valor que acerca o aleja las predicciones del funcionamiento real del sistema. Se adapta de acuerdo a las mejoras tecnoló gicas introducidas a los diseños.

Consideraciones:a.- K = 0,35 a 100 lpcm, y disminuye 0,01 por cada 1 00 lpcm (Asociación de

Productores y Procesadores de Gas de E.U.A).

b.- Depende de la relación tasa másica del líquido y del gas en el separador (Wl/Wg).

a.- K = 0,35 a 100 lpcm, y disminuye 0,01 por cada 1 00 lpcm (Asociación de Productores y Procesadores de Gas de E.U.A).

b.- Depende de la relación tasa másica del líquido y del gas en el separador (Wl/Wg).



(Wl/Wg) < 0,1 K = 0,35(Wl/Wg) < 0,1 K = 0,35

0,1<(Wl/Wg) < 1,0 K = 0,250,1<(Wl/Wg) < 1,0 K = 0,25

(Wl/Wg) > 1,0 K = 0,2(Wl/Wg) > 1,0 K = 0,2

0,4 < K < 0,50,4 < K < 0,5

2,5 < L/D < 4,0 K = 0,40

4,0 < L/D < 6,0 K = 0,50

L/D > 6,0 K = 0,50 [L/L base]0,5

2,5 < L/D < 4,0 K = 0,40

4,0 < L/D < 6,0 K = 0,50

L/D > 6,0 K = 0,50 [L/L base]0,5

L: longitud del separador (min. 7,5 pies)

D: diámetro del separador (pies)

L: longitud del separador (min. 7,5 pies)

D: diámetro del separador (pies)

“K varía de acuerdo con los diferentes diseñadores o fabricantes”“K varía de acuerdo con los diferentes diseñadores o fabricantes”



NATCO; PEERLES EPRCO (0,125<k<0,267) EXXONNATCO; PEERLES EPRCO (0,125<k<0,267) EXXON

NATCO EPRCO EXXON

NATCO EPRCO EXXON

g

gLCV

ρρρ −

= 16,0g

gLCV

ρρρ −

= 157,0g

gLCV

ρρρ −

= 167,0

LVg

gLC ρ

ρρ −= 16,0

20157,0

LV

g

gLC ρ

ρρ −=

204,0

LV

g

gLC ρ

ρρ −=

ParParáámetros que Intervienen en el Disemetros que Intervienen en el Diseñño de los o de los SeparadoresSeparadores

Consideraciones separadores horizontales:

Velocidad Critica del Gas (con espuma):Es necesario asumir consideraciones para tomar en c uenta la tendencia a la formación de espuma.

a.- asumir V diseño /10.

Velocidad Critica del Gas (con espuma):Es necesario asumir consideraciones para tomar en c uenta la tendencia a la formación de espuma.

a.- asumir V diseño /10.

600600

400400

4040

6060

8080

100100200200

2020.3.3 .4.4 .6.6 .8.8 11 22 44 66 88 1010 2020 4040

Velocidad de diseño (pies/seg)Velocidad de diseño (pies/seg)

Pre

sión

de

oper

ació

n (lp

cm)

Pre

sión

de

oper

ació

n (lp

cm)

Velocidad de diseño según CE-NatcoVelocidad de diseño según CE-NatcoCrudo ConvencionalCrudo

Espumoso



Tasa de flujo volumétrico del gas:Tasa de flujo volumétrico del gas:

Caudal (Q) (m3/s)Caudal (Q) (m3/s)

Velocidad Crítica (Vc) (m/s)Velocidad Crítica (Vc) (m/s)

( )ZT

T

P

PQQ

CN

CNCN

=( )( )( )( )( )( )ZT

P gg 732,10

9625,28γρ =

QgVc

QgVc

A min.A min.==

Área de la sección transversal para el flujo de gas :Área de la sección transversal para el flujo de gas :


Determinación diámetro interno del separador:Determinación diámetro interno del separador:

Para los Separadores Verticales:

πAD ∗= 4

Para los separadores Horizontales:

Procedimiento de Tanteo: se asume un valor de la re lación Leff/D

Se redondea al diámetro comercial, por arriba, más cercano.

Asumir un diámetro y a partir de la relación F24 Le ff/D calcular laLongitud y luego calcule el área vertical entre el NBBL y el NAAL


Determinación de la tasa volumétrica de liquido:Determinación de la tasa volumétrica de liquido:

Para los Separadores Verticales y Horizontales:Para los Separadores Verticales y Horizontales:

l

WlQliq

ρ=

Qliq : tasa Volumétrica de Liquido, pie 3/s


Wl: Tasa másica liquida, lb/s

Qliq : tasa Volumétrica de Liquido, pie 3/s


Wl: Tasa másica liquida, lb/s

Determinación del volumen de retención de liquido:Determinación del volumen de retención de liquido:Para los Separadores Verticales:Para los Separadores Verticales:

TretQliqVret ∗∗= 60Vret: Volumen de Retención, pie3

Tret: Tiempo de Retención, m

Qliq: Tasa Volumétrica de Liquido, pie3/s

Vret: Volumen de Retención, pie3

Tret: Tiempo de Retención, m

Qliq: Tasa Volumétrica de Liquido, pie3/s

Para los Separadores Horizontales: Suponer una long itud L costura–a–costura de un recipiente. Las longitudes comunes co mienzan con 2,25 m (7,5 pie) y aumentanen incrementos de 75 cm (2,5 pie).

Para los Separadores Horizontales: Suponer una long itud L costura–a–costura de un recipiente. Las longitudes comunes co mienzan con 2,25 m (7,5 pie) y aumentanen incrementos de 75 cm (2,5 pie).

LAlVret ∗=Vret: Volumen de Retención, pie3

L: longitud del separador, pie

Al: Area disponible para el liq, pie2

Vret: Volumen de Retención, pie3

L: longitud del separador, pie

Al: Area disponible para el liq, pie2

µρρ ))()(5,18( 21

2 −= PP

DV


Determinación del tiempo de retención del liquido:Determinación del tiempo de retención del liquido:Esta parte se diseña sobre la base del lapso que un pequeño volumen del líquido permanece en el separador, el cual se denomina tiem po de retención y debe ser tal que permita la salida del gas atrapado en el fluido. Pa ra un Separador Trifásico , el tiempo de retención debe ser suficiente para hacer posible la separación del crudo en el agua y viceversa.

dd

100100--300 micrones300 micrones

1 1 micronmicron = 10= 10--44 cmcm

Preten V

dt .max

. =

Ecuación de Stokes:Ecuación de Stokes:


Determinación del tiempo de retención del liquido:Determinación del tiempo de retención del liquido:

Consideraciones de Diseño:

1.- Volumen de operación2.- Tiempo de residencia de operación3.- Tiempo de respuesta o de intervención del operad or4.- Volumen de emergencia5.- Nivel bajo–bajo de líquido


PetróleoPetróleo

NBBLNBBL

NBLNBL

NALNAL

NAALNAAL

Salida de gasSalida de gas

Entrada de fluidoEntrada de fluido

Salida de CrudoSalida de Crudo


Tiempo de residencia de operación



Para los separadores verticales dos fases:

• treten.=1,5 min., para destilados y petróleo crudo con gra vedad ≥ 40ºAPI.

• treten.=3 min., para petróleos crudos espumosos con graved ad API entre

25 y 40º.

• treten.=5 min., para petróleos crudos espumosos con graved ad < 25ºAPI

Para los separadores verticales tres fases:

Proveer un mínimo de cinco minutos para la separaci ón de las dos fases líquidas. Los separadores verticales no trabajan bi en en servicio de tres fases, de modoque siempre que el espacio lo permita deberán usars e separadores horizontales.

Para los separadores verticales dos fases:

• treten.=1,5 min., para destilados y petróleo crudo con gra vedad ≥ 40ºAPI.

• treten.=3 min., para petróleos crudos espumosos con graved ad API entre

25 y 40º.

• treten.=5 min., para petróleos crudos espumosos con graved ad < 25ºAPI

Para los separadores verticales tres fases:

Proveer un mínimo de cinco minutos para la separaci ón de las dos fases líquidas. Los separadores verticales no trabajan bi en en servicio de tres fases, de modoque siempre que el espacio lo permita deberán usars e separadores horizontales.


Para los separadores horizontales de dos fases:Para los separadores horizontales de dos fases:

Ql

Vltreten ∗

=60.

Tret: Tiempo de Retención, s

Vl: Volumen de Retención de Liquido, pie 3

Ql: Tasa volumétrica de Liquido , pie 3/s

Tret: Tiempo de Retención, s

Vl: Volumen de Retención de Liquido, pie 3

Ql: Tasa volumétrica de Liquido , pie 3/s

Ajustar (L), cuando sea necesario, para que de una relación (L/D) entre 2,5 y 6 Este es el rango aceptado por la Norma PDVS A. Para separadores Horizontales bifásicos.



Determinacion de las boquillas de procesosDeterminacion de las boquillas de procesos

Boquilla de entrada separador vertical y horizontal :Boquilla de entrada separador vertical y horizontal :

a. La boquilla de entrada debe estar aproximadamente a dos tercios de la altura de la carcaza por encima de la costura infer ior cabezal–carcaza.

b. La boquilla de entrada debe estar equipada con un dispositivo deflector para “rotar” la entrada al separador, para una mejor desgasificación del líquido.

c. Para determinar la velocidad permisible en la boq uilla, de tal forma que la mezcla entre en el separador, corresponde al 80% de la velocidad de erosión. La experiencia indica, que la velocidad re al del fluido en laboquilla no debe exceder de un valor máximo igual a 30 (P/s).


Determinacion de las Boquillas de ProcesosDeterminacion de las Boquillas de Procesos

Boquilla de salida Líquidos y Gas del Separador Ver tical y Horizontal: Boquilla de salida Líquidos y Gas del Separador Ver tical y Horizontal:

Se determina en función de las recomendaciones esta blecidas por PDVSA


Determinacion de la altura en Separadores Verticales :Determinacion de la altura en Separadores Verticales :Para los Separadores Verticales Altura entre el NAA L - NBBL:Para los Separadores Verticales Altura entre el NAA L - NBBL:

A

VrlH NBBLNAAL =−

Hl: Altura de Liquido, pie

Vrl: Volumen de Retención de Liquido, pie 3

A: Área de sección transversal, pie 2

Hl: Altura de Liquido, pie

Vrl: Volumen de Retención de Liquido, pie 3

A: Área de sección transversal, pie 2

Para los Separadores Verticales Altura entre el NAA L – FONDO:Para los Separadores Verticales Altura entre el NAA L – FONDO:

NBBLNBBLNAALNAALFONDO hHH += −−

La distancia mínima desde el nivel bajo–bajo de líq uido, si se tiene un interruptor y/o alarma de nivel bajo–bajo de líquid o, (o nivel bajo, si no se tiene un interruptor y/o alarma de nivel bajo–bajo) , hasta la boquilla de salida del líquido es 230 mm mínimo (9 pulg). Este criterio aplicará tanto para tambores verticales como horizontales.


Determinación de la altura en separadores verticale s:Determinación de la altura en separadores verticale s:

Para los Separadores Verticales Altura entre el NAA L – Boquilla de Entrada:Para los Separadores Verticales Altura entre el NAA L – Boquilla de Entrada:

Separadores con entrada tangencial

)"6(150mmDH BOQUILLANAAL +=−

Separadores sin entrada Tangencial

dpH BOQUILLANAAL =−

Para el caso de tambores verticales sin entrada tan gencial horizontal y sin malla, usar un mínimo de 920 mm (aprox. 3.0 pies), o 0.5 veces el diámetro del tambor (lo que sea mayor), entre la boquilla de entrada y la línea tan gente superior ( hboq–tan ).

Para el caso de tambores verticales sin entrada tan gencial horizontal y con malla, usar un mínimo de 610 mm (aprox. 2 pies) o 0.5 veces el diámetro del tambor (lo que sea mayor) entre la boquilla de entrada y el fondo de la malla ( hboq–Malla ).

Para los Separadores Verticales Altura entre la Boq uilla - Malla o línea tangente superior:Para los Separadores Verticales Altura entre la Boq uilla - Malla o línea tangente superior:


Determinación de la altura en separadores verticale s:Determinación de la altura en separadores verticale s:Altura total efectivaAltura total efectiva

omallamallapBOQUILLANAALNAALfondoeff HEHDHHL +++++= −−

HFONDO-NALLHFONDO-NALL

Salida de gasSalida de gas

Entrada de fluido

Entrada de fluido

Salida de CrudoSalida de Crudo

Ho (distancia entre el topo de la malla y la salida del gas)Ho (distancia entre el topo de la malla y la salida del gas)

H boquilla - MallaH boquilla - Malla

EMALLA (espesor de la malla)EMALLA (espesor de la malla)

HNAAL-BOQUILLAHNAAL-BOQUILLA

DpDp

ParParáámetros que Intervienen en el Disemetros que Intervienen en el Diseñño o de los Separadoresde los Separadores

Internos recomendados según el tipos de separadorInternos recomendados según el tipos de separador

Sistema de Control en los SeparadoresSistema de Control en los Separadores

Sistemas de Control Básicos

1.- Válvula de control de nivel.

2.- Válvula de control de presión.

3.- Sistema de alivio.

Difusor de Entrada


Domo Diferencial

PLACA DEFLECTORA


Domo de Pesión Diferencial


Sand - Jet




MANIFOLD


SISTEMA DE SAND - JET


SISTEMA DE SAND JET REMOCION DE RESIDUOS DE SUPERFI CIE DETUBOS DE FUEGO

LOUVA CHEK BAFFLE

Proceso Sand - Jet


Ubicación Física de los Anodos

ANODOS


Anodo de Sacrificio

RESISTENCIA


Demister de Gas

DEMISTER SALIDA GAS


Caja de Demister, Salida de gas

33”

16”

32”

9”

2” Diámetro

18”18”

INGRESO GAS

INGRESO GAS

SALIDA DE GAS

8”

8”

SALIDA LIQUIDO


DEMISTER SALIDA DE GAS

SALIDATOPE


Baffles

HEAT RETAINER BAFFLE

OIL DIVERTER BAFFLE

LOUVA CHEK BAFFLE

OIL WEIR BAFFLE

SALIDA AGUA

SALIDA PETROLEO

SALIDA GASENTRADA CRUDO


Tubos de fuego desde el quemador


Tipos de Lama


Separadores de hidrocarburos

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